Анализ особенностей эксплуатации и повышение эффективности применения цепных приводов скважинных штанговых насосов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Ситдиков, Марат Ринатович

• Ситдиков, Марат Ринатович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ситдиков, Марат Ринатович

Содержание

Введение

1 Анализ эксплуатации цепных приводов скважинных штанговых насосов

1.1 Опыт разработки и испытание цепных приводов

1.2 Конструкционные особенности установок с цепным приводом

1.3 Область применения и результаты промысловых испытаний цепных приводов

1.4 Преимущества длинноходового режима работы, обеспечиваемого цепным приводом

1.5 Краткая характеристика условий эксплуатации цепных приводов на месторождениях Республики Башкортостан

1.6 Выводы к главе 1

2 Анализ работы установок с цепным приводом в ОАО АНК «Башнефть»

2.1 Анализ отказов узлов и деталей цепного привода

2.2 Обработка статистической информации о наработке цепных приводов

2.3 Выводы к главе 2

3 Особенности расчета технологических параметров, режима работы и определение области применения насосной установки с цепным приводом

3.1 Определение длины хода плунжера скважинного штангового насоса

при эксплуатации установками с цепным приводом

3.2 Производительность скважинной штанговой насосной установки с

цепным приводом

3.3 Определение максимальной и минимальной величин нагрузок в точке подвеса штанг насосной установки с цепным приводом

3.4 Определение теоретической области применения цепного привода

типа ПШСНЦ 60-3,5-5Т

3.5 Выводы к главе 3

4 Исследование фактических нагрузок и особенности динамограмм при

малых скоростях перемещения штанговой колонны

4.1 Исследование фактических нагрузок динамометрированием

4.2 Особенности динамограмм при малых скоростях перемещения точки подвеса штанг

4.3 Колебательные процессы штанговой колонны при глубиннонасосной добыче нефти

4.4 Ограничение динамических нагрузок штанговой колонны

4.5 Разработка технических средств по ограничению низкочастотных колебаний глубиннонасосного и наземного оборудования

4.6 Выводы к главе 4 155 Основные выводы и рекомендации 157 Список использованных источников 158 Приложение А. Техническая характеристика цепных приводов

различных производителей 170 Приложение Б. Общий вид цепного привода типа ПЦ 60-3-0,5/2,5 и

основных его узлов

Приложение В. Данные о наработке узлов цепного привода и расчеты для

построения функциональных зависимостей 175 Приложение Г. Пример расчета теоретической области применения

цепного привода типа ПШСНЦ 60-3,5-5Т 181 Приложение Д. Примеры динамограмм, полученных динамографом

гидравлического действия ИКГН-1

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ особенностей эксплуатации и повышение эффективности применения цепных приводов скважинных штанговых насосов»

Введение

С каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов в общем нефтяном балансе России. Это обусловлено вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти, резким ростом обводненности, неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах. Образующиеся вязкие эмульсии, солеобразование и отложения парафина приводят к снижению коэффициента полезного действия установок скважинных штанговых насосов (УСШН) и отказам оборудования. Для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефтедобывающим предприятиям необходимо затрачивать повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное оборудование, специальные реагенты и материалы.

Одним из перспективных направлений снижения затрат при добыче нефти скважинными штанговыми насосами (СШН) является применение в составе УСШН безбалансирных приводов на основе редуцирующих преобразующих механизмов (РПМ), получивших название «цепные приводы».

По данным ОАО «Татнефть» длинноходовые режимы откачки с постоянной скоростью на большей части хода, достигаемые при применении цепных приводов, способствуют сокращению удельных энергозатрат на подъем продукции из скважин, снижению динамических и гидродинамических нагрузок на штанговую колонну и наземный привод, уменьшению числа аварий и износа глубинно-насосного оборудования, увеличению коэффициента наполнения насоса, улучшению показателей добычи при откачке продукции с повышенным газосодержанием и высокой вязкостью.

Учитывая вышеперечисленные положительные результаты внедрения цепных приводов, актуальной задачей является оценка эффективности применения и оптимизация работы цепных приводов в составе УСШН для разработки месторождений с осложненными условиями эксплуатации. Реализация задач может

способствовать дальнейшему развитию и внедрению альтернативной техники взамен балансирных станков-качалок.

Цель работы

Разработка ресурсосберегающих технико-технологических решений при ^ использовании цепных приводов скважинных штанговых насосов.

Основные задачи исследований

1 Определение условий эксплуатации и эффективности применения УСШН на основе РПМ для месторождений, разрабатываемых ОАО АНК «Башнефть».

2 Выявление характерных отказов цепных приводов российского производства по промысловым данным. Статистическая обработка информации о наработке цепных приводов и его узлов.

3 Изучение особенностей расчета технологических параметров и режима работы УСШН на основе РПМ. Определение теоретической области применения цепного привода типа ПШСНЦ 60-3,5-5Т (изготовитель - ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования»).

4 Исследование нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ), полученных динамометрированием в промысловых условиях. Определение особенностей изменения нагрузок в ТПШ при малых скоростях перемещения штанговой колонны.

5 Разработка технологических мероприятий и технических средств по ограничению динамических нагрузок на штанговую колонну и увеличению МРП скважин, оборудованных УСШН с РПМ.

Методы решения задач

Решение поставленных задач проводилось путем теоретических исследований и анализа результатов, полученных в промышленных условиях с использованием современных методов измерения. При выполнении научных исследований и обработке результатов измерений использовались аналитические и статистические методы.

Научная новизна

1 Определено условие снижения амплитуды колебаний колонны насосных штанг, позволяющее уменьшить динамические нагрузки на глубинно-насосное оборудование и привод в вертикальных скважинах с маловязкой и вязкой нефтью. При кратности отношения времени приложения нагрузки (7„) к периоду собственных колебаний колонны штанг (7) амплитуда колебательного процесса (А) будет

г

равна нулю (А = 0 при = 1,2,3...).

2 Установлено возникновение незатухающих колебаний синусоидального вида колонны насосных штанг в диапазоне скоростей перемещения ТГТШ от 3 до 7 м/мин, при эксплуатации наклонно-направленных скважин с максимальным зенитным углом более 25° и глубиной спуска насосов от 800 до 1400 м.

3 Установлен экспоненциальный закон распределения отказов цепных приводов типа ПШСНЦ 60-3,5-5Т, позволяющий определить вероятность безотказной работы привода и его узлов, в зависимости от наработки.

Практическая ценность

Разработанный способ определения динамичности штанговой колонны по данным динамограмм применяется в учебном процессе при чтении лекций, проведении практических и лабораторных занятий по дисциплине «Скважинная добыча нефти», курсовом и дипломном проектировании со студентами горнонефтяного факультета УГНТУ по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», при решении задач по регулированию режима работы скважин.

На защиту выносятся: результаты теоретических и экспериментальных исследований, технические и технологические решения, направленные на повышение работоспособности штанговой колонны и эффективности применения цепных приводов на основе РПМ; обобщения и выводы.

Апробация работы

Результаты и основные положения работы докладывались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ(г. Уфа, 2009 - 2012), на Всероссийской конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2009, 2011), на Межрегиональной научно-технической конференция «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2010), на Всероссийской конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (г. Уфа, 2010).

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 17 печатных работах, в том числе: 7 статей, 7 тезисов докладов на научных конференциях, 3 патента РФ. Четыре публикации помещены в изданиях, включенных в перечень ВАК.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 143 наименований, 5 приложений. Текст работы изложен на 193 страницах, включая 48 рисунков, 21 таблиц.

Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе проф. Ю.В. Зейгману, доц. Г.А. Шамаеву, проф. В.Ф. Мерзлякову, проф. Л.Е. Ленченко-вой, а также всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета, помогавшим в оформлении и обсуждении диссертационной работы.

1 Анализ эксплуатации цепных приводов скважинных штанговых насосов

На современном этапе добычи нефти наибольшее распространение при механизированном способе эксплуатации скважин получили электроцентробежные насосные установки, штанговые скважинные насосные установки и в меньшей степени установки для газлифтной эксплуатации скважин.

Электроцентробежные насосы используются для откачки нефти при больших дебитах скважины. Газлифтный метод применяется при наличии дешевого природного газа. Наибольшее распространение (до 70 % общего фонда скважин) получили штанговые насосные установки.

Такое широкое применение УСШН связано с простотой конструкции и надежностью работы поверхностного привода станка-качалки и сопутствующего оборудования. Поэтому для дальнейшего совершенствования производства необходимо повысить эффективность глубиннонасосных установок. По данным нефтепромысловых управлений [1], средний межремонтный период составляет 150-200 суток, растет число простаивающих скважин, увеличиваются затраты на проведение подземных ремонтов скважин. В зарубежной практике наблюдаются подобные явления.

Научные основы эксплуатации скважин с УСШН с балансирными станками-качалками заложены в работах А.Н. Адонина, К.С. Аливердизаде, А.Г. Бабукова, И.Г. Белова, A.C. Вирновского, В.П. Грабовича, A.M. Кенгерли, Б.Б. Крумана, J1 .С. Лейбензона, A.M. Пирвердяна, A.M. Рабиновича, И.Г. Узумова, И.А. Чарного, М.Д. Валеева, K.P. Уразакова, C.J. Coberly, Н.Е. Drall, S.G.Gilbs, Е. Kemler, B.F. Langer, E.N. Lamberger, K.N. Mills, W.E. Snyder и др.

Одним из главных недостатков штанговой скважинной насосной установки является циклический характер ее работы с малым периодом цикла и большой асимметричностью нагрузок при высоком верхнем пределе. Циклическим воздействием подвергаются все элементы установки - от двигателя до приемного клапа-

на глубинного насоса. Интенсивность накопления усталостных явлений в элементах штанговой установки составляет от 7200 до 21600 циклов в сутки.

Аварии на штанговых глубиннонасосных установках возникают в результате постепенного разрушения материала штанг при большом числе повторно-переменных напряжений.

Другой существенный недостаток штанговой установки - высокая затратная стоимость подземного ремонта скважин. В результате аварии возникают простои скважин, загрязняется призабойная зона пласта. Проведение подземного ремонта требует значительных затрат ручного труда.

Указанные недостатки, усугубляющие в своей совокупности друг друга, создали в условиях большого фонда скважин такую ситуацию, при которой дальнейшее развитие нефтяной отрасли без значительного вклада в разработку новых ресурсосберегающих технических средств, стало невозможным.

Бороться с быстрым наступлением усталости элементов штанговой колонны и всей глубиннонасосной установки можно путем увеличения выносливости металла штанг, сокращения числа циклов работы при сохранении производительности установки, снижения напряжений в элементах установки без уменьшения полезного напора.

Анализ различных технических решений показывает, что в наибольшей мере реализация указанных путей обеспечивается длинноходовыми глубинно-насосными установками.

Применяемые в настоящее время глубиннонасосные установки имеют длину хода полированного штока до 4,5 м. Зарубежные УСШН выпускаются с длиной хода до 7,6 м.

Практика показывает, что с увеличением длины хода плунжера насосной установки возрастает подача насоса, увеличивается коэффициент наполнения насоса и улучшаются энергетические характеристики установки.

Анализ кинематической схемы шарнирного четырехзвенника, взятого за основу станка-качалки, свидетельствует, что при увеличении длины хода балансир-ного привода глубиннонасосной установки возрастают его габариты, масса и кру-

тящий момент на валу редуктора. Например, станок-качалка фирмы «Луфкин» типа АР1 3648 с длиной хода 7,6 м имеет массу 24,8 т и вращающий момент на валу редуктора 402 кН-м при грузоподъемности 248 кН. Для сравнения, цепной привод фирмы ЯОТАРЬЕХ типа Ш7 900 с длиной хода 7,3 м имеет массу 19,5 т и вращающий момент на валу редуктора 37 кН-м при грузоподъемности 163 кН.

Кинематическая схема преобразующего механизма балансирных станков-качалок не поддается дальнейшему совершенствованию, так как конструкции механизма присущ недостаток, связанный с компоновкой элементов четырехзвен-ника. Поэтому конструирование балансирных глубиннонасосных установок приводит к резкому увеличению габаритов и металлоемкости станков-качалок, что недопустимо для дальнейшего научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности.

Глубиннонасосные установки с балансирным приводом имеют низкий к.п.д. из-за невысоких коэффициентов наполнения насосов. Подсчет коэффициентов подачи на многих месторождениях Урало-Поволжского нефтяного региона показывает, что их значения не превышают 0,4 - 0,5. Например, средний коэффициент подачи УСШН в ОАО «Татнефть» составляет не более 0,5. В результате энергозатраты при использовании балансирных глубиннонасосных установок превышают энергозатраты при других механизированных способах эксплуатации скважин [ 1 ].

Основные показатели работы УСШН (коэффициент наполнения, срок службы штанг и глубинного насоса, межремонтный период) улучшаются при увеличении длины хода плунжера насоса. Поэтому перед разработчиками новой техники для эксплуатации скважин стоит ответственная задача по созданию безбалансир-ных длинноходовых насосных установок, способных эффективно работать как в нормальных технико-технологических условиях, так и при добыче нефти с аномальными свойствами.

1.1 Опыт разработки и испытание цепных приводов

Начало нового класса безбалансирных приводов с РПМ с гибкими звеньями, впервые было предложено в 1933 г. К.К. Риделем [2]. В виде опытного образца приводы с РПМ реализованы в 40-х годах прошлого столетия в АзИНМАШ [3-5]. Работы в данном направлении велись и за рубежом [6-13 и др.]. В частности, фирмой Bender (США) разработаны и испытаны конструкции промышленных образцов длинноходовых приводов с РПМ [14-16]. Компанией Highland Pump Company (США) создана конструкция и налажено промышленное производство длинноходовых цепных приводов ROTAFLEX [17]. В 70-х годах в ТатНИПИнефть по инициативе д.т.н., профессора P.A. Максутова создан и испытан в промышленных условиях опытный образец привода с горизонтальным расположением преобразующего механизма [18-19].

В качестве замкнутых гибких звеньев в приводах с РПМ, как правило, применялись приводные роликовые цепи, в связи с чем, этот тип приводов получил название «цепные приводы». В дальнейшем работы в нашей стране по созданию цепных приводов были продолжены, предложен и запатентован ряд новых технических решений в этой области [20-27]. Все упомянутые исследования и опытно-промышленные работы, как в нашей стране, так и за рубежом, были направлены на улучшение работы скважинного насоса путем увеличения длины хода, поскольку схема РПМ позволяла увеличить длину хода цепного привода без резкого увеличения его металлоемкости [28].

Хронологический порядок представления технических решений позволяет проследить основные этапы развития технической мысли в области конструирования цепных приводов от первого экспериментального образца, созданного и испытанного в семидесятых годах в «Татнефти», до промышленных цепных приводов ROTAFLEX компании Highland Pump Company, США (вошедшей впоследствии в компанию Weatherford), и современных отечественных цепных приводов, созданных институтом «ТатНИПИнефть» совместно с Бугульминским механическим заводом ОАО «Татнефть» (БМЗ) и ОАО «Ижнефтемаш» [29].

В 1999-2000 гг. выполнены разработка, изготовление и промысловые испытания первого опытно-промышленного образца цепного привода ПЦ 60-3-0,5/2,5, обоснованы способы повышения надежности работы и межремонтного периода скважинных насосных установок при добыче высоковязких нефтей в одном из УДНГ ОАО «Татнефть». В 2001 году проведены приемочные испытания ПЦ 60-3-0,5/2,5. В 2003 году начаты серийное производство ПЦ на БМЗ и масштабное их внедрение в ОАО «Татнефть». Производство цепных приводов на БМЗ освоено впервые в России. Выполнена разработка высокопроизводительного длинноходового цепного привода ПЦ 80-6-1/4. Начато изготовление на БМЗ цепных приводов ПЦ 80-6-1/4. В 2006 году выполнена разработка и начато изготовление опытных образцов ПЦ60-6-0,25/1,25 и ПЦ 120-7,3-1/4. Завершены испытания и организовано серийное производство ПЦ 80-6-1/4. Начата поставка ПЦ в малые нефтяные компании Республики Татарстан и за ее пределы: шесть приводов ПЦ 60-3-0,5/2,5 в Республику Казахстан, четыре - в Республику Башкортостан, два - в Самарскую область, один привод ПЦ 80-6-1/4 в ТНК-ВР (Нижневартовск) [30].

В 2006 году ОАО «АНК «Башнефть» была принято решение на приобретение и экспериментальное внедрение нескольких цепных приводов производства БМЗ. Монтаж и эксплуатация цепных приводов ПЦ 60-3-0,5/2,5 на месторождениях филиала ОАО «АНК «Башнефть» начата в апреле 2006 г.

В 2006 году перед коллективом Нефтекамского завода нефтепромыслового оборудования («НЗНО») была поставлена задача по освоению производства цепных приводов штангового скважинного насоса на базе имеющегося варианта приводов БМЗ. В результате была разработана конструкция привода скважинного штангового насоса ПШСНЦ 60-3,5-5Т, отличительными особенностями конструкции которого является: наличие частотного регулирования (от 0,5 до 3,0 мин"1), регулируемая длина хода (от 2,5 до 3,5 м) и, тем самым, обеспечение скорости откачки V = 1,25 ... 10,5 м/мин. Это преимущество дает гибкость в регулировании режима работы скважины при постоянно меняющихся условиях эксплуатации. Благодаря большой длине хода и равномерному движению штанг

обеспечивается увеличение предельной подачи насосной установки при откачке высоковязкой продукции, уменьшается эмульгирующее действие штанговой колонны в скважинах с обводненной продукцией.

Заметным шагом в совершенствовании конструкций цепных приводов явилось запатентованное в США [12], и практически реализованное компанией Highland Pump Company в подразделении Sargent-ROTAFLEX (в настоящее время вошедшей в компанию Weatherford, Швейцария) техническое решение, обеспечивающее существенное упрощение конструкции привода, повышение надежности и долговечности его работы [17].

Кинематическая схема этого привода (рисунок 1.1) принципиально отличается наличием в редуцирующем преобразующем механизме только одного контура с замкнутым гибким звеном - цепью, в то время как во всех предыдущих схемах имелись два параллельных контура с замкнутыми гибкими звеньями. Это, наряду с усложнением конструкции из-за большего количества элементов, снижало надежность работы привода вследствие сложности обеспечения (и поддержания в процессе эксплуатации) равномерности распределения нагрузки между двумя параллельными контурами с замкнутыми гибкими звеньями.

Общий вид приводов ЯОТАРЬЕХ в рабочем положении показан на рисунке 1.2. Устройство привода КОТАРЬЕХ схематично иллюстрирует рисунок 1.3.

Рисунок 1.2 - Общий вид приводов ЯОТАРЬЕХ

Весь преобразующий механизм привода 1ЮТАРЪЕХ и уравновешивающие грузы размещены в закрытом металлическом корпусе. В нижней части корпуса образована масляная ванна для 200 - 250 л. индустриального масла. В качестве гибкого тягового звена преобразующего механизма в приводе ЯОТАРЬЕХ исполь-

зуется однорядная втулочно-роликовая цепь с шагом около 125 мм, шириной 60 мм, диаметр втулки - 20 мм. Диаметр звездочек составляет 0,92 м. Противовес движется сбоку от тяговой цепи, взаимодействуя с ней через консольно присоединенный к цепи палец. Сменная часть уравновешивающих грузов представляет собой набор отдельных металлических пластин толщиной около 15 мм, которые равномерными рядами накладываются в коробку противовеса.

Для установки уравновешивающих грузов и входа персонала внутрь корпуса для обслуживания механизма привода выполнены специальные двери. Привод снабжен дисковым тормозом, установленным на быстроходном валу редуктора. Привод тормоза ручной от рычага, размещенного в передней части привода (у устья скважины) и автоматический.

Имеется стопор, обеспечивающий безопасность обслуживания при входе персонала внутрь корпуса привода. Движение штангам передается через широкий (около 1 м) резинотканевый ремень (похожий на транспортерную ленту), к кото-

а

б

Рисунок 1.3- Устройство привода ЯОТАРЬЕХ а - подвеска устьевого штока в нижнем положении; б - подвеска устьевого штока в верхнем положении.

рому присоединена обычная подвеска полированного штока. Расчетный срок службы ремня - около 10 лет. Использование ремня вместо традиционных стальных канатов позволило применить направляющий барабан в верхней части привода малого диаметра. Кроме того, ремень выполняет дополнительную функцию амортизатора динамических нагрузок, что улучшает условия работы штанговой колонны. Недостаток применения направляющего барабана малого диаметра - более близкое расположение привода к устью скважины. Привод смонтирован на специальных направляющих, установленных на железобетонной фундаментной плите или свайном основании. При подземных ремонтах скважины привод в передней части с помощью домкратов приподнимается, в специально предусмотренные места устанавливаются два стальных колеса, после чего привод отодвигается от устья скважины с помощью трактора (см. рисунок 1.4 (а)). Для транспортирования привод складывается (см. рисунок 1.4 (б)) шарниры размещены в раме привода за редуктором.

Рисунок 1.4 - Транспортировочные возможности привода ШЭТАРЬЕХ а - перемещение привода 1ЮТАТЪЕХ при ТиКРС; б - перевод привода ЯОТАРЬЕХ в транспортное положение.

Операции по приведению привода в транспортное положение и обратно выполняются с помощью подъемного крана. Для обслуживания узлов верхней звездочки и направляющего барабана предусмотрены специальные площадки

Наряду с компанией \Уеа1:11ег1шс1 выпуск цепных приводов типа ЯОТАРЬЕХ налажен совместной американо-китайской компанией «Шанли-Глюань» (г. Дуньин, провинция Шаньдун, КНР).

Цепные приводы производства КНР, в частности, применяются на место-

о

рождении Жанажол (Казахстан) на скважинах с дебитом более 35 м /сут и глубиной спуска насосов порядка 2200 м. В НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» на скв. 20367 штанговая насосная установка с цепным приводом ЯОТАРЬЕХ типа ЯБ-бОО обеспечивает откачку 65,5 м /сут жидкости насосом диаметром 57 мм (длина хода 5 м, частота качаний 4,2 мин"1) [31].

Производство приводов ПЦ 60-3-0,5/2,5, ПЦ 60-2,1-0,5/2,5 и ПЦ 40-2,1-0,5/2,5 освоено на Бугульминском механическом заводе (БМЗ) ОАО «Татнефть». В процессе изготовления и промысловых испытаний опытной партии цепных приводов специалистами БМЗ совместно с институтом «ТатНИПИнефть» накоплен соответствующий опыт и выполнена необходимая доработка конструкции узлов цепных приводов в направлении повышения надежности и долговечности их работы.

Основные конструктивные отличия приводов ЯОТАРЬЕХ от приводов производства БМЗ состоят в следующем [31]:

- ведущая звездочка установлена непосредственно на выходном валу редуктора, в результате чего на выходной вал редуктора действует дополнительная консольная нагрузка, равная тяговому усилию привода;

- дисковый тормоз, установленный на быстроходном валу редуктора. Привод тормоза ручной от рычага, размещенного у устья скважины, и автоматический;

- отсутствует система откатывания привода от устья для проведения ремонта скважины вручную (без привлечения трактора и дополнительных якорей);

- выше сложность и трудоемкость соединения (отсоединения) подвески штанг привода с устьевым штоком, т. к. отсутствует ручной привод ведущей звездочки;

- смазка цепи осуществляется погружением противовеса в масляную ванну до половины высоты каретки. Вследствие этого необходим в несколько раз больший объем масла. Кроме того, при большой нагрузке на цепь, малой скорости ее движения и большой длине хода смазки цепи окунанием в масляную ванну ее небольшого участка может оказаться не достаточно, что снижает долговечность работы преобразующего механизма привода;

- не предусмотрена регулировка положения ведомой звездочки по отношению к ведущей, что затрудняет их установку в одной плоскости и снижает долговечность работы преобразующего механизма привода;

- ниже ремонтопригодность из-за установки ведущей звездочки непосредственно на выходном валу редуктора, так как демонтировать редуктор невозможно без отсоединения ведущей звездочки от замкнутой цепи преобразующего механизма. Кроме того, такое конструктивное выполнение требует применения специального редуктора с увеличенной длиной выходного вала, рассчитанного на повышенную нагрузку.

Для работы с длинноходовыми цепными приводами в составе УСШН должны использоваться СШН с длиной хода не менее номинальной длины хода точки подвеса штанг применяемого привода, например отечественные длиннохо-довые штанговые насосы производства ОАО «Ижнефтемаш» с составным цилиндром и стандартным плунжером, насосы типа НН-2СП и НСБ, в которых вместо щелевого уплотнения используется контактное механическое уплотнение, а также их отечественные либо импортные аналоги. Выбор материального исполнения узлов и деталей СШН с целью обеспечения наиболее рациональных величин по межремонтному и общему периоду эксплуатации решается для конкретной скважины исходя из требований руководящего документа и учетом опыта эксплуатации насосов на данном месторождении.

1.2 Конструкционные особенности установок с цепным приводом

Цепной привод предназначен для приведения в действие скважинного штангового насоса в процессе подъема продукции скважин и обеспечения при этом благоприятного режима движения штанг (с равномерной скоростью на большей части хода), работы малой частоты качаний, габаритов привода и сил гидродинамического сопротивления в подземной части установки скважинного штангового насоса.

Конструкционные особенности и принцип действия цепных приводов рассмотрен на примере самого распространенного на месторождениях Республики Башкортостан ПШСНЦ-60-3,5-5Т производства ООО «НЗНО», представленного на рисунке 1.5.

В условном обозначении привода [32]:

ПШСН Ц - привод штангового скважинного насоса с цепной механической трансмиссией;

60 - максимальная нагрузка в точке подвеса штанг, кН;

3,5 - максимальная длина хода, м;

5 - номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кНм;

Т - количество ступеней редуктора: трехступенчатый.

Основные конструктивные отличия приводов ПШСНЦ-60-3,5-5Т от приводов ПЦ 60-3-0,5/2,5 производства БМЗ состоят в следующем:

- возможно изменение длины хода полированного штока и частоты качаний;

- наличие промежуточной опоры;

- предусмотрена регулировка положения ведомой звездочки по отношению к ведущей;

- облегчена система подвески штанг привода с устьевым штоком за счет ручного привода ведущей звездочки

- разработана система откатывания привода от устья для проведения ремонта скважины вручную;

11

1 - корпус; 2 - электродвигатель; 3 - редуктор; 4. 5 - звездочки; 6 - цепь; 7 - каретка;

8 - уравновешивающий груз; 9 - тормоз; 10 - подвеска; 11 - канат;

12 - клиноременная передача; 13 - основание; 14 - станция управления.

Привод, в соответствии с рисунком 1.5, состоит из электропривода, корпуса, реверсирующего редуцирующего преобразующего механизма с замкнутым гибким звеном (цепью), уравновешивающего груза, канатной подвески устьевого штока. Электропривод состоит из электродвигателя - 2 , редуктора - 3, ручного дискового тормоза - 9 и ременной передачи (вариатора) - 12.

Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены шкивов либо вариатором.

Корпус — 1 представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз - 8, соединенный канатом - 11 через ролики с подвеской устьевого штока 10. Кроме того, в корпусе размещен также реверсирующий редуцирующий преобразующий механизм с гибким звеном, который включает в себя звездочки - 4 и 5, замкнутое тяговое звено - тяговую двухрядную цепь - 6, а также каретку - 7, которая имеет возможность перемещения в специальной полости уравновешивающего груза.

Привод работает следующим образом. Крутящий момент от электродвигателя - 2 через ременную передачу - 12, редуктор - 3, нижнюю звездочку - 4, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь - 6, которая преобразует вращательное движение звездочки в поступательное. Тяговая цепь - 6 присоединена посредством скалки с кареткой - 7 и уравновешивающим грузом - 8.

В момент, когда уравновешивающий груз в нижнем положении, а подвеска устьевого штока в верхнем, каретка, в соответствии с рисунком 1.6 а, находится посередине полости. При вращении звездочек, каретка перемещается вправо и одновременно вверх, вместе с уравновешивающим грузом, при этом подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки, в соответствии с рисунком 1.6 б, движение каретки вправо прекращается, и она движется только вверх. При достижении кареткой и уравновешивающим грузом горизонтальной оси верхней звездочки, в соответствии с рисунком 1.6 в, каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх.

Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом, в соответствии с рисунком 1.6 г, направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока

меняется на противоположное. Тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг.

Рисунок 1.6 — Схема работы преобразующего механизма а - подвеска устьевого штока в нижнем положении, каретка движется вправо; б - подвеска устьевого штока в нижнем положении, каретка движется вверх; в - подвеска устьевого штока в верхнем положении, каретка движется влево; г - подвеска устьевого штока в верхнем положении, каретка движется вниз.

Закрепление грузового каната - 1 производится в соответствии с рисунком 1.7. Два конца закреплены на подвеске устьевого штока - 2 при помощи зажимов - 3, при этом канат огибает верхние шкивы - 4 и нижние шкивы - 5 закрепленные на уравновешивающем грузе, при помощи которых соединяется уравновешивающий груз с подвеской устьевого штока.

Рисунок 1.7 - Закрепление уравновешивающего груза и подвески устьевого штока

Вместо грузового каната возможна установка грузовой ленты в соответствии с рисунком 1.8. Один конец ленты 3 соединен с подвеской устьевого штока при помощи ролика 5 и оси 4, второй закреплен на уравновешивающем грузе 2 с помощью оси 6. При этом лента огибает барабан 1. Ремень выполняет дополнительную функцию амортизатора динамических нагрузок, что улучшает условия работы штанговой колонны.

5

с помощью грузового каната 1 - канат, 2 - подвеска, 3 - зажим, 4, 5 - шкивы.

Рисунок 1.8 — Закрепление уравновешивающего груза и подвески устьевого штока

с помощью грузовой ленты 1 - барабан; 2 - уравновешивающий груз; 3 - лента; 4 - ось; 5 - ролик; 6 - ось; 7 - захват верхний; 8 - захват нижний; 9 - болт; 10 - гайка; 11 - шайба; 12 - болт;

13, 14 - шайба; 15 - шплинт.

Подвеска устьевого штока, в соответствие с рисунком 1.9, представляет собой металлоконструкцию - 1 коробчатого сечения, в которой смонтированы пальцы - 2, ролики - 3 и скоба - 4. Шкивы - 3 обеспечивают перераспределение нагрузки между ветвями каната - 5.

Две части металлоконструкции - верхняя и нижняя опоры, скрепляются между собой при помощи болтов - 6 и гаек - 7. На верхней опоре предусмотрена площадка - 8, для установки датчика динамографа, на которую устанавливаются грузовые винты — 9 и подвижная плита - 10. Крепление устьевого штока к подвеске производится клиновым зажимом - 11. На подвижной плите - 10 предусмотрены два отверстия — 12 для установки штанговращателя типа ШВЛ.

Рисунок 1.9 - Подвеска устьевого штока

1 - траверса; 2 - палец; 3 - шкив; 4 - скоба; 5 - канат; 6 - болт; 7 - гайка; 8 - площадка; 9 - винт грузовой; 10 - плита подвижная; 11 - зажим клиновой; 12 - отверстие; 13 - устьевой шток; 14 - коуш.

Уравновешивающий груз, в соответствии с рисунком 1.10, состоит из трех частей: двух грузов — 1 и каретки - 2, которая совершает возвратно - поступательное движение по направляющим - 3. Направляющие закреплены на грузах при помощи болтов. Перемещение уравновешивающего груза по направляющим обеспечивают ролики - 4 . С устьевой подвеской, уравновешивающий груз соединяется при помощи роликов - 5 и каната.

Рисунок 1.10 - Уравновешивающий груз 1 - груз; 2 - каретка; 3 - направляющие; 4 - ролики; 5 - шкивы.

Каретка, в соответствии с рисунком 1.11, состоит из корпуса - 1 и роликов - 2, воспринимающих основную нагрузку и обеспечивающих перемещение каретки по направляющим - 3. В корпусе каретки на подшипниках установлена скалка — 4, на которой замыкается тяговая цепь. Скалка, вращаясь вокруг своей оси, огибает верхнюю и нижнюю звездочки.

Рисунок 1.11- Каретка 1 - корпус; 2 - ролики; 3 - направляющие; 4 - скалка.

Дисковый тормоз, в соответствии с рисунком 1.12, состоит из колодок 1, на которых установлены тормозные накладки 2. При повороте кулачка 3 колодки 1, 2 поворачиваются вокруг оси и прижимаются к тормозному диску 8. Поворот кулачка осуществляется тягой 4, которую приводит в движение винт 5 по средствам вращения рукоятки 6. Для растормаживания необходимо вращать рукоятку 6 против часовой стрелки до упора. Рычаг 7 упирается в ограничитель 9, что свидетельствует о полном раскрытии тормозных колодок.

Рисунок 1.12 - Тормоз дискового типа 1 - колодки, 2 - колодки, 3 - кулачок, 4 - тяга, 5 - винт, 6 - рукоятка, 7 - стяжка, 8 - тормозной диск, 9 - гайка, 10 - муфта, 11 - вал.

Изменение частоты качаний осуществляется установкой частоты напряжения, питающего электродвигатель от преобразователя частоты. Орган управления преобразователя частоты (потенциометр) установлен на панели внутри станции управления. Для установки частоты качаний необходимо, вращая ручку потенциометра,

Допускается изменения частоты качаний в процессе работы привода.

Техническая характеристика цепных приводов ЯОТАРЬЕХ приведена в таблице А.1, ПЦ-60-3-0,5/2,5, ПЦ-80-6-3-1/4, ПЦ-120-7,3-1/4 представлена в таблице А.2, ПШСНЦ 60-3,5-5Т представлена в таблице А.З.

1.3 Область применения и результаты промысловых испытаний цепных приводов

Практика масштабного использования цепных приводов в ОАО «Татнефть» показала, что их применение наиболее эффективно в скважинах с осложненными условиями эксплуатации, где при применении традиционного оборудования межремонтный период работы существенно ниже среднего по компании. Приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 рекомендуется применять в скважинах, добывающих высоковязкие нефти и продукцию, образующую стойкие водонефтяные эмульсии; малоде-битного периодического фонда; при образовании на глубиннонасосном оборудовании асфальтосмолистых отложений (АСПО) и солей [30].

Существующие типоразмеры ПЦ, а также области их применения представлены в таблице 1. Цепные приводы, производство которых освоено на БМЗ совместно с ОАО «Ижнефтемаш», эффективно применяются для эксплуатации более 1500 скважин и успешно могут использоваться для межскважинной перекачки воды в системе поддержания пластового давления [30].

Таблица 1.1 - Типоразмеры и область применения цепных приводов производства БМЗ ОАО «Татнефть»

Модификация Область применения

назначение производитель- О ность, м /сут динамический уровень, м

ПЦ 40-2,1-0,5/2,5 Добыча высоко вязких нефтей; малодебитные скважины 0,17-13 1800-850

ПЦ 60-3-0,5/2,5 Добыча высоковязких нефтей; малодебитные скважины 0,25-30 2600 - 870

ПЦ 80-6-1/4 Добыча из высокодебитных скважин (вместо ЭЦН) 3,8-100 3000- 1000

ПЦ 120-7,3-1/4 Добыча, (вместо ЭЦН) 4,6- 125 -

Область применения длинноходовых насосных установок с цепными приводами ЯОТАРЬЕХ типа КР-800 и КР-900 по данным компании \¥еа1:11ег1огс1 приведена на рисунке 1.13.

600 500 400 Ъ 300

со

§200 сг

100 0

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 Глубина спуска насоса, м

-ф- ЪоЫех 800 -О РоШ1ех 900

Рисунок 1.13 — Область применения длинноходовых насосных установок с цепными

приводами ЯОТАРЬЕХ

Ресурс работы скважинного оборудования УСШН тем выше, чем меньше частота качаний привода. При сохранении производительности и без ухудшения условий работы скважинного оборудования это достигается применением длинноходовых режимов откачки. При реализации таких режимов основными недостатками балансирных приводов УСШН являются резкое увеличение габаритов, массы и крутящего момента редуктора. Указанных недостатков лишены цепные приводы. Их применение имеет следующие преимущества при эксплуатации скважин по сравнению с балансирными приводами [31]:

- постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода в 1,6 -1,7 раза меньше, чем у балансирных аналогов (рисунок 1.14);

- редуктор характеризуется меньшими в 5 - 8 раз передаточным отношением и крутящим моментом;

- меньшая зависимость полной массы и габаритов привода от длины хода;

- обеспечение тихоходных режимов откачки в широком диапазоне изменения скорости без усложнения конструкции и снижения к.п.д. механизма;

- снижение динамических и гидродинамических нагрузок на штанги и при-

вод, сокращение числа аварий со штангами, уменьшение износа штанг и труб, увеличение коэффициента наполнения насоса, улучшение показателей при откачке продукции с повышенным газосодержанием и высокой вязкостью;

- сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин;

- повышение коэффициента использования мощности за счет обеспечения равномерной загрузки электродвигателя привода.

Рисунок 1.14 — Изменение за ход скорости V - 1, 2 и ускорений \У - 3, 4 соответственно для балансирного станка-качалки и привода с редуцирующим преобразующим механизмом.

Практика эксплуатации УСШН с длинноходовыми цепными приводами в ОАО «Татнефть» и других нефтяных компаниях показала, что наиболее эффективно применение технологии в следующих случаях [33]:

- для замены ЭЦН 50 и ЭЦН 80 на УСШН с приводом ПЦ 80-6-1/4 в целях экономии электроэнергии затрачиваемой на подъем продукции;

- на высокодебитных скважинах с высоковязкой продукцией, в том числе на обводненных скважинах, «склонных» к образованию эмульсии;

- для оптимизации отбора жидкости из скважин с уменьшенным проходным сечением эксплуатационной колонны, в том числе высокодебитных и/или с высоковязкой продукцией;

- для повышения эффективности эксплуатации высокодебитных скважин с УСШН с низким МРП работы скважинного оборудования;

- для обеспечения возможности регулирования режима эксплуатации высокодебитных скважин (в том числе с высоковязкой продукцией) в рамках технической характеристики привода без потери КПД и привлечения бригады ПРС для замены установки на другой типоразмер.

Отмеченные особенности цепных приводов позволяют ожидать наибольшей эффективности их применения в следующих случаях.

Усредненные результаты применения цепных приводов ПЦ 60-3-0,5/2,5 вместо балансирных станков-качалок по промысловым данным представлены на рисунке 1.15 [30].

количество ремонтов средняя амплитуда нагрузок минимальная нагрузка максимальная нагрузка средний коэффициент подачи средняя скорость откачки средняя частота качаний средняя длина хода удельные энергозатраты

щепной привод I станок-качалка

| 56 %

Т ю % т 4% | 21 % Т 17 % | 20 % | 58 % т 89 % 4 39 %

40 60 80 проценты, %

100

Рисунок 1.15— Изменение технологических параметров после внедрения цепных

приводов в ОАО «Татнефть»

Эксплуатация скважин с высоковязкой продукцией. Предпосылки эффективного применения цепных приводов на таких скважинах обусловлены обеспе-

чением равномерного движения штанг на преобладающей части хода, снижением в 1,6 - 1,7 раза максимальной скорости штанг, следовательно, и пропорциональных скорости сил вязкого трения в подземной части установки. Применение цепных приводов в составе установки скважинного штангового насоса позволяет снизить нагрузки на штанги и привод, повысить работоспособность колонны штанг за счет уменьшения амплитуды и сокращения частоты циклов приложения переменных нагрузок, повысить коэффициент наполнения насоса, сократить затраты электроэнергии на подъем продукции за счет меньших потерь на преодоление сил вязкого трения и равномерной загрузки электродвигателя привода. Благодаря равномерному движению штанг обеспечивается увеличение предельной подачи насосной установки при откачке высоковязкой продукции, уменьшается эмульгирующее действие штанговой колонны в скважинах с обводненной продукцией. Использование РПМ позволило создать в Бугульминском филиале института ВНИИнефть легкие малогабаритные цепные приводы для условий эксплуатации неглубоких скважин с высоковязкой продукцией, монтируемые на небольшом упрощенном фундаменте или непосредственно на устье скважины. При этом достигнуто сокращение металлоемкости привода по сравнению с балансирным станком-качалкой с одинаковой длиной хода в 3,8 раза (а в варианте, монтируемом без фундамента - в 7 раз), достигнута суточная экономия электроэнергии на подъем продукции до 67% [31]. По другим данным [132], сокращение удельных энергозатрат составило 40%.

Эксплуатация высокодебитных скважин длинноходовыми скважинными штанговыми насосами. Применение УСШН с длинноходовыми цепными приводами позволит по сравнению с установками электропогружных центробежных насосов (УЭЦН) получить примерно двухкратное сокращение энергозатрат на подъем продукции из скважин, поскольку к.п.д. УЭЦН, как правило, не превышает 30%, а к.п.д. УСШН с длинноходовым цепным приводом, как уже отмечалось, достигает 60%. При этом чем больше дебит скважины, тем ощутимее экономия затрат на электроэнергию. При эксплуатации скважин установками с цепными приводами типа 1ЮТАРЬЕХ 1100 при длине хода 7,3 м достигнуты дебиты по

3 1

жидкости: 549 м /сут при частоте качаний 4,8 мин" с глубины 671 м (Хайас,

о 1

Альберта, Калифорния); 266 м /сут при частоте качаний 4,1 мин" с глубины

о I

1636 м (Бакстервиль, шт. Миссури, США); 213 м /сут при частоте качаний 3 мин" с глубины 1040 м (Гейдельберг, штат Миссури, США) [31].

Применение длинноходовых цепных приводов обеспечивает подъем жидкости из глубоких скважин, в которых УЭЦН не развивают необходимого напора, а УСШН с обычными балансирными станками-качалками менее эффективны из-за большей относительной потери хода плунжера насоса вследствие растяжения штанг и большей величины динамических нагрузок на штанги. Возможности УСШН с цепным приводом при эксплуатации глубоких скважин по данным фирмы Highland Pump Company следующие [31]: установка с приводом ROTAFLEX

"2

1100 обеспечила подъем продукции из скважины дебитом 19м /сут при частоте качаний 3 мин"1 с глубины 3636 м (Лорел, штат Миссури, США).

Равномерные длинноходовые режимы откачки, реализуемые при применении цепных приводов, способствуют снижению динамических и гидродинамических нагрузок на штанги и привод, сокращению числа аварий со штангами, уменьшению износа штанг и труб, увеличению коэффициента наполнения насоса, увеличению срока службы устьевого сальника, улучшению показателей при откачке продукции с повышенным газосодержанием и высокой вязкостью; сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин (сокращение расхода электроэнергии при работе насосных установок с цепными приводами фирмы Bender достигает 30 % [16]; по данным компании Weatherford), применение цепных приводов типа ROTAFLEX [17] с длиной хода 6,0 и 7,3 м на более чем 800 скважинах обеспечило экономию по расходам на электроэнергию от 15 до 25%. Фактический коэффициент полезного действия скважинных штанговых насосных установок с такими приводами достигает 61,2 %, в то время как для насосных установок с обычными балансирными станками качалками в аналогичных условиях КПД колеблется в пределах от 20 до 50 %;

1.4 Преимущества длинноходового режима работы, обеспечиваемого цепным приводом

От режима откачки, определяемого при заданной производительности соотношением длины хода и частоты качаний привода, зависят условия работы, как скважинного насоса, так и штанговой колонны. Влияние режима откачки на работу скважинного оборудования подлежит более подробному рассмотрению.

1.4.1 Влияние режима откачки на срок службы скважинного штангового насоса.

При работе скважинного насоса происходит износ его трущихся пар, что приводит к росту утечек добываемой жидкости.

Зависимость величины утечки через зазор между плунжером и цилиндром насоса от режима откачки и условий эксплуатации исследовалась A.M. Пирвердяном, А.Н. Адониным, Э.М. Рустамовым и др. [69, 97, 98, 99]. На основании этих исследований А.Н. Адониным и A.M. Пирвердяном была предложена следующая формула для определения срока службы насоса (в беспесочных обводненных скважинах) [97]:

где - параметр, зависящий от отношения длины плунжера к длине его хода и от относительной износостойкости плунжера и цилиндра £„/£„;

еп, ец - величины износа плунжера и цилиндра при одинаковых пробегах;

QK, QH — начальная и конечная (при смене) производительности

(1.1)

ТС

А - числовой коэффициент, вычисляется А = 1440 —;

4'

насоса;

и- кинематическая вязкость откачиваемой жидкости, м /с;

/ - длина плунжера, м;

Dm - диаметр плунжера, м;

н - высота подъема жидкости, м;

Sn - длина хода плунжера, м;

п - частота качаний, с"1.

Анализ А.Н. Адонина и A.M. Пирвердяна о влиянии режима откачки на срок службы насоса при помощи (1.1) показал, что при условии обеспечения заданной производительности и при неизменных условиях эксплуатации срок службы насоса растет с увеличением диаметра и длины хода плунжера, однако при увеличении диаметра насоса сокращается срок службы штанг, а при увеличении длины хода, наоборот, возрастает. В частности, при увеличении длины хода с 2,1 до 6 м срок службы насоса увеличивается примерно на 31 % [39].

С целью определения вероятного срока службы скважинного штангового насоса по промысловым данным без предварительного задания какими-либо параметрами {s^s^y/^Ъ.Ъ. Круманом [100] формула (1.1) преобразована к виду

Как следует из выражения (1.3), значение ¡3 определяется величинами, зависящими от износостойкости деталей насоса и его конструкции. От режима откачки величина ¡3 не зависит. Это обстоятельство определяет удобство формулы (1.2) для сравнительных оценок сроков службы скважинных насосов одинаковой конструкции в зависимости от параметров режима откачки. При постоянстве параметров /?, г, и, От, из формулы (1.2) следует, что отношение сроков службы

(1.2)

(1.3)

насосов равно

п, 0,6 Н. 2 «2 2

(1.4)

где щ,Н\, 5 - соответственно срок службы, частота качаний, глубина спуска и длина хода плунжера первого насоса;

(2, п2, Н2, 5П2 - соответственно срок службы, частота качаний, глубина спуска и длина хода плунжера второго насоса.

Исходя из условия постоянства производительности

В.М. Валовским рассмотрен пример соотношения сроков службы скважин-ных штанговых насосов с длиной хода плунжера 2,1; 3, 6 и 7,3 м. Подстановка данных в (1.6) показывает, что при обеспечении постоянной производительности увеличение длины хода насоса с 2,1 до 3 м приводит к увеличению срока службы насоса на 7 %, а до 6 и 7,3 м - соответственно на 23 и 28 %. Увеличение длины хода с 3 м до 6 м приводит к увеличению срока службы насоса на 15 %, а до 7,3 м

Клапанные пары скважинного штангового насоса, как и плунжерная пара, подвержены износу. Работоспособность клапанов зависит от режима откачки. От частоты качаний износ клапанов зависит не линейно. Чем выше частота качаний, тем больше ударов шара о седло в единицу времени, тем сильнее сами удары и

(1.5)

Формула (1.4) преобразуется к виду

(1.6)

на 19% [31].

тем сильнее изнашивается клапан [101]. Поэтому для работы клапанов скважин-ного насоса наиболее благоприятны длинноходовые режимы откачки. От режима откачки зависит и надежность работы скважинного штангового насоса. И.М. Ма-медов и Р.Г. Керимов в результате промысловых исследований установили, что при меньших частотах качаний надежность работы скважинных штанговых насосов намного выше, чем при больших [102].

Следовательно, при одинаковых износостойкостях плунжерных пар, условиях эксплуатации и одной и той же подаче работоспособность скважинных штанговых насосов возрастает с увеличением диаметра и длины хода плунжера, однако увеличение диаметра насоса ведет к значительному росту нагрузок на штанги и привод и требует применения насосно-компрессорных труб (НКТ) большего диаметра. Применение длинноходовых цепных приводов обеспечивает увеличение срока службы скважинного штангового насоса.

1.4.2 Влияние режима откачки на работоспособность штанговой колонны и насосно-компрессорных труб.

В течение каждого цикла работы скважинного насоса штанги и НКТ испытывают переменные нагрузки от действия столба жидкости и инерции движущихся масс. В среднем число перемен нагрузки при работе УСШН составляет 10... 17 тыс./сут [101]. Нижняя часть колонны штанг испытывает знакопеременную нагрузку из-за сил сопротивления, возникающих в скважинном насосе. Усилия, сжимающие нижнюю часть колонны, могут приводить к ее продольному изгибу, ограниченному стенками труб, в результате чего возникают дополнительные напряжения в штангах, усиливается износ штанг и труб, ослабляются резьбовые соединения штанг. В результате переменных нагрузок в материале штанг развиваются усталостные процессы, приводящие к их внезапному обрыву, выходу из строя УСШН и необходимости подземного ремонта. Из-за усталости металла происходит почти 100 % всех обрывов штанг [101].

Влияние режима откачки на работу штанг исследовалось A.C. Вирновским [55], К.С. Аливердизаде [103], Б.Б. Круманом [64], И.Л. Фаерманом [104] и др.

A.C. Вирновским предложена следующая приближенная формула для определения вероятной частоты обрывов штанговой колонны в зависимости от условий эксплуатации и режима откачки [55]

где ср - вероятная частота обрывов штанг в год;

В - коэффициент, зависящий от предела усталостной прочности и физических свойств материала штанг;

Dwm - диаметр штанг;

у - константа, характеризующая физические свойства материала штанг (величина у для углеродистых сталей штанг находится в пределах 0,75... 1,0);

Н— глубина спуска насоса.

Формула (1.7) применима при средних частотах качаний и средних глубинах спуска насосов. При высоких частотах качаний и больших глубинах спуска насоса частота обрывов будет пропорциональна частоте качаний в степени выше единицы [47]. Из формулы A.C. Вирновского следует, что с увеличением диаметра насоса и глубины его спуска частота обрывов штанг резко возрастает. При неизменном диаметре штанг зависимость <р от Dm и L близка к кубической.

Если глубину спуска насоса, диаметр плунжера, конструкцию штанговой колонны, величину утечек в насосе и коэффициент подачи считать неизменными, то условие сохранения производительности может быть записано в виде

(1.7)

Пл ' Sn, — л, • S,

01

02 »

(1.8)

где и, и п2 - частоты качаний установок с длиной хода точек подвеса штанг соответственно и 5П7.

Тогда вероятные частоты обрывов штанг для сравниваемых насосных установок

срх= В -пх

г В Л

У

•я,

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Ситдиков, Марат Ринатович

Основные выводы и рекомендации

1 Уточнены условия применения приводов штанговых насосов на основе редуцирующих преобразующих механизмов для малодебитных и периодически работающих скважин на месторождениях, с осложненными условиями эксплуатации.

2 Выявлены характерные отказы цепных приводов различных производителей, позволяющие определить приоритетные задачи по совершенствованию узлов и деталей механизма. Установлена экспоненциальная зависимость распределения отказов цепных приводов от продолжительности непрерывной эксплуатации скважин.

3 Получены диаграммы теоретической области применения привода типа ПШСНЦ 60-3,5-5Т для различных размеров плунжера насоса (27, 32, 38, 44, 57, 70 мм) при откачке маловязкой продукции из вертикальных скважин.

4 Экспериментальными исследованиями установлен диапазон скорости перемещения устьевого штока V = 3.7 м/мин, при котором возникают незатухающие колебания синусоидального вида в колонне насосных штанг, для наклонно-направленных скважин с максимальным зенитным углом более 25° и глубиной спуска насосов от 800 до 1400 м.

5 Предложен и обоснован способ оценки динамичности штанговой колонны по данным динамометрирования. Аналитически подтверждено и показано на ди-намограммах, что при кратности отношения времени приложения возмущения tH к периоду собственных колебаний штанговой колонны Т, реализуются колебания меньшей амплитуды и происходит их быстрое затухание.

6 Предложены новые конструкции насосных штанг (патент на полезную модель РФ №115400, №111575), обеспечивающие снижение динамических нагрузок на штанговую колонну и повышение ее работоспособности. Предложен динамический гаситель колебаний широкого диапазона частот (патент на изобретение РФ №2461751), позволяющий снизить или исключить воздействие колебаний встречающегося диапазона частот.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ситдиков, Марат Ринатович, 2013 год

Список использованных источников

1. Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. М.: Недра, 1996. 208 с.

2. Качалка с длинным ходом для насосной эксплуатации скважин: А. с. №37660, СССР, кл. 5а, 41 / К.К. Ридель; 1933 г.

3. Качалка для длинноходовых глубинных насосов: А. с. № 54148, СССР, кл. 59а, 41 / Э.Х. Мехтиев; 1936 г.

4. Станок-качалка с длинным ходом: А. с. № 72017, СССР, кл. 5а, 41. / Э.Х. Мехтиев; 1947 г.

5. Аливердизаде Т.К. Механические безбалансирные приводы штанговых глубиннонасосных установок: Обз. инф. М. : ЦИНТИхимнефтемаш, 1976. 32 с.

6. Пат. 3248959, США, кл. 74/89, 1966 г.

7. Пат. 3285081, США, кл. 74/89, 22, 1967 г.

8. Пат. 3483828, США, кл. 103/206, 1969 г.

9. Пат. 3516762, США, кл. 417/362, 1970 г.

10. Пат. 4388837, США, кл. 74/89, 1983 г.

11. Пат. 4651582, США, кл. 74/89,22, 1987 г.

12. Пат. 4916959, США, кл. 74/37; 74/89,21, 1990 г.

13. Пат. 5375657, США, кл. 166/68,5, 1994 г.

14. Трахман Г.И. Новые типы привода установок ШГН // Нефтепромысловое дело. 1992. № 6. С. 35-43.

15. Трахман Г. И. Длинноходовой привод штанговой глубиннонасосной установки фирмы Bender // Сер. Нефтепромысловое дело. М. : ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 13. С. 26-28.

16. Трахман Г.И. Энергосберегающая техника и технология в добыче нефти за рубежом // Обз. инф. Сер. техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. Вып. 10. 52 с.

17. The ROTAFLEX Rod pump reliability for deep, high volume or troublesome wells // World oil. 1990. № 5. Vol. 210. P. 68.

18. Валовский В. М. Разработка механического безбалансирного длинно-ходового привода штангового насоса / В. М. Валовский [и др.] // Тр. ТатНИ-Пинефть. 1978. Вып. XXXIX. С. 172- 180.

19. Валовский В.М. Экспериментальное исследование работы глубиннона-сосной установки с безбалансирным приводом / В.М. Валовский, X. А. Асфанди-яров, P.A. Максутов // Тр. ТатНИПИнефть. 1980. Вып. 43. С. 77-85.

20. Привод скважинного насоса: А. с. № 840472, СССР, МКИ F 04 В 47/02. /В.М. Валовский [и др.]; заявл. 06.09.79; опубл. 26.06.81; Бюл. № 23.

21. Привод скважинного насоса: А. с. № 868118, СССР, МКИ F 04 В 47/02. / Х.А. Асфандияров [и др.]: заявл. 06.08.79; опубл. 30.09.81; Бюл. № 36.

22. Привод скважинного насоса: А. с. № 964235, СССР, МКИ F 04 В 47/02. / Ю.А. Архипов, В.М. Валовский, P.A. Максутов; заявл. 10.04.81; опубл. 07.10.82; Бюл. №37.

23. Привод скважинного насоса: А. с. № 985419, СССР, МКИ F 04 В 47/02. / Ю.А. Архипов, В.М. Валовский, P.A. Максутов; заявл. 17.12.80; опубл. 30.12.82; Бюл. №48.

24. Привод скважинного штангового насоса: А. с. № 1076625, СССР, МКИ F 04 В 47/02. / В.М. Валовский, Ю.А. Архипов, В.И. Конкин; заявл. 16.12.82; опубл. 28.02.84; Бюл. № 8.

25. Устройство для уплотнения штока глубинного насоса: А. с. № 1078129, СССР, МКИ F 04 В 47/02. / В.М. Валовский, Ю.А. Архипов, В.И. Конкин; заявл. 16.12.82; опубл. 07.03.84; Бюл. № 9.

26. Привод скважинного штангового насоса: Пат. № 1513194, СССР, МКИ F 04 В 47/02. / В.М. Валовский, Х.Г. Абдуллин, P.A. Максутов; заявл. 25.01.88; опубл. 07.10.89; Бюл. № 37.

27. Привод скважинного штангового насоса: Пат. № 2150607 РФ, F 04 В 47/02. / В.М. Валовский [и др.]; заявл. 10.06.98; опубл. 10.06.2000; Бюл. № 16.

28. Валовский В. М. Выбор типа привода длинноходовой глубиннонасос-ной установки / В. М. Валовский, Х.А. Асфандияров, P.A. Максутов // Тр. Тат-

НИПИнефть. 1979. Вып. XII. С. 189-196.

29. Валовский В.М., Максутов P.A. Эффективность эксплуатации скважин длинноходовыми глубиннонасосными установками с безбалансирными цепными приводами // Тр. ВНИИ. 1983. Вып. 84. С. 9-26.

30. Тахаутдинов Ш.Ф. Результаты и перспективы применения цепных приводов в ОАО «Татнефть» /Ш.Ф. Тахаутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2006. №3. С. 68-71.

31. Валовский В.М., Валовский К.В. Цепные приводы скважинных штанговых насосов. М. : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. 492 с.

32. Привод штангового скважинного насоса типа ПШСНЦ. Руководство по эксплуатации ООО «НЗНО» Нефтекамск, 2007, 46 с.

33. Тахаутдинов Ш.Ф. Цепные приводы: результаты 10-летнего применения в ОАО «Татнефть» / Ш.Ф. Тахаутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2012. № 4. С. 84 - 87.

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

35. Башнефть [электронный ресурс]: годовой отчет, 2011. Режим доступа: http://www.bashnefl.ru/files/iblock/658/hg_svd_new_small.pdf.

36. Ишемгужин Е.И. Теоретические основы надежности буровых и нефтепромысловых машин: учебное пособие / Е.И. Ишемгужин. Уфа: Изд-во УНИ, 1981.46 с.

37. Ишемгужин И.Е. Обработка информации о надежности нефтепромысловых машин при малой выборке / И.Е. Ишемгужин, В.В. Шайдаков, Е.И. Ишемгужин. Уфа: Изд-во УНИ, 2007. 41 с.

38. Белицкая Е.О. Специальные критерии согласия для малых выборок / Е.О. Белицкая, А.Н. Буяк, JI.A. Золотухина // Сб. науч. тр. Сер. Прикладная и вычислительная математика в судостроении. J1. : 1981. С. 14-21.

39. Капур К., Ламберсон JI. Надежность и проектирование систем / пер. с англ. М. : Мир, 1980. 604 с.

40. Ишемгужин Е.И. Регрессионный анализ и планирование эксперимента при оценке надежности буровых и нефтепромысловых машин. Уфа: Изд-во У НИ, 1984. 79 с.

41. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. М. : Мир, 1969. 395 с.

42. Болыпов JI.H., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. М. : Наука, 1983.416 с.

43. ГОСТ 17510-72. Надежность машиностроения. Система сбора и обработки информации. Планирование наблюдений.

44. Адонин А.Я. Освоение глубоких скважин насосами на промыслах Азнефтекомбината. Баку : АзНИИ, 1942.

45. Адонин А.И. Работа насосной установки на больших глубинах / А.И. Адонин, И.Г. Белов // Тр. АзНИИ ДН, 1954. Вып.1. С. 80-112.

46. Адонин А.Н. Вопросы повышения производительности глубинно-насосной установки //Тр. АзНИИ ДН. 1955. Вып. 2. С. 259-273.

47. Адонин А Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М. : Недра, 1964. 264 с.

48. Адонин А.Н. К расчету нагрузок, действующих на штанги глубинного насоса / А.Н. Адонин, Н.Я. Мамедов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1973. С. 44-46.

49. Аливердизаде К.С. Влияние кинематики балансирного привода глубинного насоса на величины динамических усилий в штангах // Тр. АзИНМАШ. 1956. Вып. I. С. 26-18.

50. Аливердизаде К.С. Некоторые вопросы аналитической динамики балансирного привода штангового глубинного насоса // Изв. вузов. Нефть и газ. 1962. №З.С.95-101.

51. Аливердизаде К.С. Решение некоторых вопросов динамики штанговой глубиннонасосной установки с применением ЭЦВМ / К.С. Аливердизаде, A.M. Кенгерли // Нефтяное хозяйство. 1968. № 6. С. 49-52.

52. Бабуков А.Г. Об одной граничной задаче теории глубинного насоса //

Доклады АН СССР. 1956. Т. 108. № 1. С. 39-42.

53. Багиров М. М. Исследование штанговой глубиннонасосной установки обычного типа и с амортизатором в точке подвеса штанг: автореф. дисс. канд. техн. наук. / Азнефтехим. Баку, 1986.

54. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом. М. : Гостоптехиздат, 1960. 126 с.

55. Вирновский А. С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти: Избранные труды // Тр. ВНИИ. Вып. LVII. М. : Недра, 1971. 184 с.

56. Гольберг И. И. О работе глубокого плунжерного насоса // Тр. ВНИИ. 1947. Вып. 1. С. 5-42.

57. Грабович В.П. Упрощенные формулы для подсчета нагрузок на глу-биннонасосное оборудование // Нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ, 1966. № ю. С. 25-26.

58. Грабович В.П. Упрощение формул для расчета нагрузок на головку балансира станка-качалки. / В.П. Грабович, В.М. Касьянов // Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ, 1966. № 8. С. 14-18.

59. Грабович В.П. Методика расчета штанговых колонн для восточных нефтяных районов: автореф. дисс. канд. техн. наук / МИНХ и ГП. М., 1966, 12 с.

60. Кадымов Я.Б. К вопросу расчета удлинения штанг в период начальной деформации / Я.Б. Кадымов, Б.А. Листенгартен // Нефтяное хозяйство. 1964. № 3. С. 38-41.

61. Караев И.К. Упрощенные формулы для определения пиковых нагрузок на штанги // ВНИИОЭНГ, 1971. № 10.

62. Кенгерли A.M. Определение скорости распространения упругих волн по колонне штанг глубиннонасосной установки // Изв. вузов. Нефть и газ. 1966. №8. С. 109-110.

63. Кенгерли A.M. Определение скорости и напряжений штанг у плунжера глубинного насоса // За технический прогресс. 1973. №7. С. 30.

64. Круман Б. Б. Влияние режима откачки на работоспособность насосных штанг//Нефтяное хозяйство. 1957. № 10. С. 51-54.

65. Лейбензон JI.С. Приближенная динамическая теория глубинного насоса // Собрание трудов : АН СССР. 1955. Т. 3. С. 563-586.

66. Лейбензон Л.С. Об инерционных напряжениях в штангах глубинных насосов // Собрание трудов : АН СССР. 1955. Т. 3. С. 587-630.

67. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М. : Недра, 1967. 240 с.

68. Нортон Дж. Р. Динамические нагрузки, приходящиеся на полированный шток // Сборник переводов: Насосная эксплуатация скважин в США. М. : ГОСИНТИ, 1962. С. 71-81.

69. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М. : Недра, 1965. 191 с.

70. Рабинович A.M. Приближенный метод вычисления кривой усилия, действующего на головку балансира станка-качалки // Нефтяное хозяйство. 1963. № 1.С. 52-57.

71. Евченко B.C. Разработка месторождений наклонно-направленными скважинами / B.C. Евченко [и др.]. М. : Недра. 1986. 278 с.

72. Узумов И.Г. О динамике глубиннонасосной установки // Изв. вузов. Нефть и газ. 1962. № 6. С. 103-111.

73. Узумов И.Г. Об определении нагрузки на наземное оборудование в течение цикла работы глубинного насоса // Изв. вузов. Нефть и газ. 1962. № 10. С. 35-41.

74. Узумов И.Г. К вопросу определения нагрузки на наземное оборудование в течение цикла работы глубинного насоса // Изв. вузов. Нефть и газ. 1966. №2. С. 104-108.

75. Узумов И.Г. О приближенном определении усилий в насосных штангах в течение цикла работы глубинного насоса / И.Г. Узумов, Э.И. Узумов // Изв. вузов. Нефть и газ. 1973, № 9. С. 68-70

76. Узумов И.Г. Об определении максимального динамического усилия в насосных штангах / И.Г. Узумов, Э.И. Узумов // Нефтяное хозяйство. 1974. № 9. С. 42-44.

77. Фархадзаде Э. М. Определение периодов начальных деформаций штанг при ходе вверх и вниз // Нефтяное хозяйство. 1976. №12. С. 48-50.

78. Чарный И.А. Исследование работы штанг глубиннонасосных установок // Тр. Московского нефтяного института. 1940. Вып. 2.

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

80. Чурсанов Д. И. К вопросам динамической теории работы глубокого насоса // Нефтяное хозяйство. 1936. № 1. С. 30-40.

81. Шакиров Р.Ш. Нагрузка на колонны насосных штанг и труб от вязкого трения / Р.Ш. Шакиров, Б.Е. Доброскок // Тр. ТатНИПИнефть. 1978. Вып. XXXIX. С. 118-122.

82. Coberly C.J. Problems in modem deep-well pumping // Oil Gas J. - May 12, May 19.- 1938.

83. Dralle H E. Oil well tests suggest new rating standards, APJ / HE. Dralle, E.H. Lamberger // Drilling and production practice. New York. 1941. P. 115-133.

84. Gibbs S.G. Predicting the behavior of sucker-rod pumping systems // Journal of petroleum technology. Vol. VII. 1963. P. 769-778.

85. Kemler E. Factors influencing the application of Pumping units // Drilling and production practice. New York. 1938. P. 138-208.

86. Langer B.F. Calculation of load and stroke in oil- well pump rods / HE. Dralle, E.H. Lamberger // J. Appl. Meek. March. 1943. P. 1.

87. Mills K.N. How to improve sucker rod life // Petroleum engineer. November. 1955. P. 157-158.

88. Nind Т.Е. W. Principles of oil well production. New York: Me Graw- Hill Book Company, 1964. 364 p.

89. Rieniets R.W. Plunger travell on oil-well pumps // APJ. Drill. Prod. Practice. 1937. P. 159-178.

90. Snyder W.E. How to find downhole forces and displacements // The Oil Gas J. Vol. VIII. 1963. P. 96-99.

91. Афанасьев В.А. Расчет максимальной нагрузки на головку балансира

станка-качалки в наклонно-направленных скважинах / В.А. Афанасьев, A.B. Отрадных // Тр. СибНИИНП. 1978. Вып. 11. С. 18-22.

92. Песляк Ю.А. Усилия в колонне при ее движении с трением в искривленной скважине // Тр. ВНИИ. 1964. Вып. XLI. С. 135-153.

93. Валеев М.Д. Об одной нестационарной задаче гидродинамики штанговой глубиннонасосной установки / М.Д. Валеев, Б.А. Исанчурин // Тр. БашНИ-ПИнефть. 1973. Вып. 37.

94. Валеев М.Д. Исследование гидродинамических нагрузок на глу-биннонасосное оборудование в процессе откачки вязких нефтяных эмульсий: автореф. дисс. канд. техн. наук / БашНИПИнефть. Уфа, 1977.

95. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 816 с.

96. Гиматутдинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных, месторождений М. : Недра, 1983. С. 249 - 375.

97. Пирвердян A.M., Адонин А Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Баку: Азнефтеиздат, 1955. 190 с.

98. Пирвердян A.M. О закономерности износа глубинных насосов / A.M. Пирвердян, Э.М. Рустамов, А Н. Адонин // Нефтяное хозяйство. 1963. № 5. С. 50.

99. Рустамов Э.М. Исследование износостойкости пары «плунжер - цилиндр» глубинного насоса и пути повышения его работоспособности: автореф. дисс. канд. техн. наук / АзНИХИ. Баку. 1963. 15 с.

ЮО.Круман Б. Б. О методике определения вероятного срока службы глубинного насоса по промысловым данным // Нефтяное хозяйство. 1961. № 1. С. 47-51.

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

213 с.

102.Мамедов И.М. К изучению безотказной работы глубинных насосов в зависимости от числа качаний / И.М. Мамедов, Р.Г. Керимов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1971. № 6. С. 31-32.

103. Аливердизаде К.С. Вопросы механики и техники длинноходового

режима откачки. Баку: Азнефтеиздат, 1958. 176 с.

104. Фаерман И.Л. К вопросу о методе расчета штанговых колонн // Тр. Аз-НИИ ДН. 1955. Вып. 2. С. 315-328.

105. Люстрицкий В.М. Гидромеханика подъемников вязких и эмульсионных нефтей: дисс. докт. техн. наук. М.: ГАНГ. 1998. 296 с.

106. Валовский К.В. Разработка и исследование энергосберегающих технологий подъема жидкости из скважин с осложненными условиями эксплуатации: дис. докт. техн. наук. ТатНИПИнефть. Бугульма, 2011. 430 с.

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

108. ГОСТ Р 551161-98. Штанги насосные стеклопластиковые. Технические условия. М. : Издательство стандартов, 1998. 18 с.

109. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / Уразаков K.P. [и др.]; под ред. М.Д. Валеева. М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 303 с.

110. Ишемгужин И.Е. Об ограничении динамических нагрузок на штанговую колонну / И.Е. Ишемгужин,... М.Р. Ситдиков [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2011. №8. С. 135 - 137.

111. Люстрицкий В.М. Коэффициент подачи установки и деформация штанговых колонн / В.М. Люстрицкий, И.В. Щуров // Нефтепромысловое дело. М. : ВНИИОЭНГ, 2002. №8. С. 11-14.

112. Ишемгужин И.Е. Рассогласование движения устьевого штока и плунжера насоса при релаксационных колебаниях / Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М. : ВНИИОЭНГ, 2010. №5. С.4-8.

113. Ишемгужин И.Е. Устранение параметрических колебаний низа колонны штанг в наклонной скважине / Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М. : ВНИИОЭНГ, 2010. №4, С. 28-31.

114. Болотин В.В. Параметрические резонансы в автоколебательных системах // Изв. АНСССР Механика твердого тела. М. : 1984. №5. С. 3-10.

115. Мирзаджанзаде А.Х. Теория колебаний в нефтепромысловом деле /

Мирзаджанзаде А.Х. [и др.]. Баку: Изд. Магариф, 1976. 363 с.

116. Дерягин Б.В. Теория скольжения твердых тел с периодическими остановками (фрикционные колебания 1-го рода) / Б.В. Дерягин, В.Э. Пуш, Д.М. Толстой // Журнал технической физики. 1956. T. XXVI, вып. 6. С. 1329-1342.

И7.Меркин Д.Р. Релаксационные автоколебания тела при подъеме его по наклонной плоскости с помощью канатной тяги // Тр. Ленинградского института водного транспорта. Л., 1965. Вып. 83. С. 134-141.

118.Пановко Я.Г. Основы прикладной теории колебаний и удара. 3-е изд., доп. и перераб. Л. : Машиностроение (Ленинградское отделение), 1976. 360 с.

119. Ишемгужин И.Е. Некоторые особенности колебаний колонны штанг при глубиннонасосной добыче нефти // Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология: Материалы научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ, 2010. С. 230-232.

120. Харкевич A.A. Линейные и нелинейные системы / Избранные труды в трех томах. М. : Наука, 1973. Т.2. 566с.

121. Ishemguzhin I.E. Transient processes effect of vibrations on rod string wellhead stock resort / I.E. Ishemguzhin,... M.R. Sitdikov [and etc.] //Oil & gas horizons. Book of abstracts. The third international student scientific and practical conference. Moscow: RGU, 2011. C. 112.

122. Агмалов Г.Б. Особенности механизированной добычи нефти из глубоких скважин // Нефтегазовое дело. 2009. № 2. С. 64-67.

123.Валеев М.Д. Причины обрыва штанг в скважинах с вязкой нефтью // НТИ Машины и нефтяное оборудование. 1982. № 9. С. 19-21.

124. Коловский М.З. Динамика машин. - Л.: Машиностроение, 1989. 263 с.

125. Ишемгужин И.Е. Об использовании центраторов в штанговой колонне при глубинно-насосной добыче нефти // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М. : ВНИИОЭНГ, 2010. № 6. С. 23-27.

126. Федоров М.М. Шахтные подъемные установки. М. : Недра, 1979. 305 с.

127. Степанов А.Г. Динамика машин. Екатеринбург: УрО РАН, 1999. 392 с.

128. Насосная штанга: пат. № 115400 РФ / И.Е. Ишемгужин, М.Р. Ситдиков [и др.]; заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл. 18.03.2011; опубл. 27.04.2012. Бюл. № 12.

129. Насосная штанга: пат. № 111575 РФ / М.Р. Ситдиков [и др.]; заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл. 07.07.2011; опубл. 20.12.2011. Бюл. № 35.

130. ГОСТ 13877-96 Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия. Введен 01.01.2000. Изд. Азгосстандарт, 1996. 32 с.

131. Динамический гаситель колебаний широкого диапазона частот: пат. № 2461751 РФ / И.Е. Ишемгужин, ... М.Р. Ситдиков, [и др.]; заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл. 29.03.2011; опубл. 20.09.2012. Бюл. № 26.

132. Ситдиков М.Р. Экономический эффект применения цепного привода за счет экономии электроэнергии на Узыбашевском месторождении / М.Р. Ситдиков, Г.А. Шамаев // Материалы 60-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2009. С. 250.

133. Ситдиков М.Р., Шамаев Г.А. Анализ работы цепных приводов в филиале «Башнефть-Уфа» // Материалы 60-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2009. С. 250 - 251.

134. Ситдиков М.Р. Анализ и проектирование ШСНУ с цепным приводом в Уфимском УДНГ //Актуальные проблемы науки и техники: Сборник трудов I международной конф. молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2009. С. 90-91.

135. Ситдиков М.Р., И.Е. Ишемгужин. Обрывы штанг при глубиннонасос-ной эксплуатации скважин в НГДУ «Чекмагушнефть» // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов: материалы межрегиональной научно-технической конференции. Ухта: УГТУ, 2010. С. 150 - 155.

136. Ситдиков М.Р., И.Е. Ишемгужин. Оценка устойчивости колонны штанг при ступенчатом изменении жесткости // Материалы 61-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа: УГНТУ, 2010. С. 256.

137. Ситдиков М.Р., Е.И. Ишемгужин. Использование ШСНУ с цепным приводом на поздней стадии разработки нефтегазовых месторождений // Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология: Материалы науч.- практ. конф. Уфа: УГНТУ, 2010. С. 61 - 66.

138. Ишемгужин И.Е. Демпфирование параметрических колебаний трубопровода / И.Е. Ишемгужин, ... М.Р. Ситдиков [и др.] // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2011. №3. С. 84-93.

URL: http: //www.ogbus.ru/authors/IshemguzhinIE/IshemguzhinIE_2.pdf

139. Кочеков М.А. Анализ обрывов и отворотов колонны штанг на Лянтор-ском месторождении / М.А. Кочеков, М.Р. Ситдиков, И.Е. Ишемгужин // Актуальные проблемы науки и техники: Сборник трудов III науч. конф. молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2011. С. 52 - 54.

140. Кочеков М.А. Динамический гаситель колебаний фундамента ШСНУ широкого диапазона частот / М.А. Кочеков, М.Р. Ситдиков, И.Е. Ишемгужин // Материалы 62-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа: УГНТУ, 2011. С. 307.

141. Кочеков М.А. Методы борьбы с колебанием свайного фундамента ШСНУ на Лянторском месторождении / М.А. Кочеков, И.Е. Ишемгужин, М.Р. Ситдиков // Материалы 62-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа: УГНТУ, 2011. С. 308.

142. Ситдиков М.Р. Эксплуатация цепных приводов штанговых скважинных насосов в ОАО АНК «Башнефть» // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн. 2012. № 6. С. 265 - 272. URL: http://www.ogbus.ru/authors/SitdikovMR/ Sitdik-ovMR_l.pdf

143. Ситдиков М.Р. Особенности исследований работы малодебитных скважин, оборудованных штанговыми насосными установками // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн./ УГНТУ. 2013. № 2. Т. 11. С. 69 - 72.