Исследование гидравлических сопротивлений в установках скважинных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Валеев, Асгар Маратович

• Валеев, Асгар Маратович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Валеев, Асгар Маратович

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение

1. Установки скважинных винтовых насосов (УСВН), применяемые в нефтедобыче

1.1. Принципиальные схемы эксплуатации скважин и основные характеристики УСВН

1.2. Основные этапы развития винтового насосостроения и предварительные результаты их использования в мировой практике нефтедобычи

1.3. Сравнительный технико-экономический анализ эксплуатации скважин с различными видами глубинного оборудования

2. Исследование коэффициента гидравлических сопро- -тивлений при движении вязкой жидкости в колонне на-сосно-компрессорных труб УСВН

2.1. Обзор исследовательских работ данной области

2.2. Моделирование течения жидкости, лабораторная установка и методика проведения экспериментов

2.3. Результаты исследования гидравлических сопротивлений в НКТ с вращающейся колонной штанг

2.4. Влияние вращения штанг на гидравлические сопротивления в муфтовых соединениях штанг

3. Исследование касательных напряжений и крутящего момента в точке подвеса колонны штанг

3.1. Вывод выражения для коэффициента роторного сопротивления вращательного движения колонны штанг

3.2. Результаты исследования зависимости коэффициента роторного сопротивления от параметров Рейнольдса в осевом и вращательном движениях жидкости

4. Промысловые исследования гидравлических сопротивлений в насосном подъемнике УСВН

4.1. Исследование свойств добываемой продукции на устье скважин, оборудованных УСВН

4.2. Методика замера гидродинамического давления в НКТ и крутящего момента на колонне штанг от вязкого трения

4.3. Результаты проведенных экспериментов на скв. 242 НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть"

4.4. Методика расчета колонны штанг для УСВН

Основные выводы

Список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование гидравлических сопротивлений в установках скважинных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти»

ВВЕДЕНИЕ

Нефтедобывающая отрасль страны характеризуется в настоящее время резко возросшей долей так называемых трудно извлекаемых запасов нефти [1, 26, 72]. Необходимость подъема неф-тей с повышенной вязкостью при сравнительно невысоких деби-тах скважин ставит ряд задач по созданию новых технических средств извлечения жидкостей, более эффективных в сравнении с традиционными штанговыми и электроцентробежными насосами. Современная экономика требует перехода на более дешевый и менее энерго- и металлоемкий способ добычи нефти.

Одним из таких средств, решающих проблему добычи высоковязкой нефти при сравнительно небольших энергозатратах на подъем единицы ее объема, является винтовой насос с приводом от вращающейся колонны насосных штанг [15, 17, 20, 21, 23, 24, 27, 32, 34, 42, 43, 44, 57, 60, 61, 63, 64, 75, 76, 77, 78, 81].

Такие насосы достаточно быстро завоевывает рынок нефтяных компаний мира благодаря ряду своих несомненных достоинств. К таким достоинствам относятся прежде всего:

- минимальная стоимость монтажа установки благодаря отсутствию специального фундамента и размещению поверхностного оборудования на колонной головке;

- незначительные эксплуатационные расходы на электроэнергию, составляющие около 50 % расходов, потребляемых на привод обычных станков-качалок той же производительности;

- более высокий в сравнении с УСШН коэффициент полезного действия благодаря отсутствию возвратно-поступательного движения колонны насосных штанг большой массы;

- малая металлоемкость, составляющая не более 10 % от УСШН и незначительные транспортные расходы на перевозку и доставку оборудования;

- возможность откачки жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей;

-широкий рабочий диапазон производительности насосов, обеспечиваемый изменением частоты вращения колонны штанг от 10 до 200 мин-1;

- высокий коэффициент подачи насосов и возможность откачки нефти повышенной вязкости.

Колонна насосных штанг в работе испытывает лишь постоянные нагрузки от кручения в отличие от УСШН, в которых знакопеременный характер приложения нагрузок сокращает срок их эксплуатации. Однако большое трение по всей длине колонны часто приводит к обрыву (срезу) штанги на устье скважины в месте ее крепления к приводу. Проблемой для УСВН так же являются утечки в паре "статор-ротор" вследствие неизбежного износа резиновой обоймы насоса абразивом. Причиной утечек также может явиться и повышение гидродинамического давления по стволу НКТ и в выкидной линии вследствие высокой вязкости или эмульгирования добываемой жидкости, отложения солей или парафина в полости НКТ. Однако, необходимость в удешевлении процесса подъема нефти на поверхность заставила потребителей склониться к применению винтовых насосов. Этот вид добычи нефти сегодня уже положительно зарекомендовал себя как в нашей стране так и за рубежом и имеет перспективу дальнейшего расширения области своего применения.

Однако для дальнейшего его применения необходимо провести большой комплекс исследовательских работ по выявлению влияния различных осложняющих факторов на работоспособность УСВН. Среди наиболее вероятных факторов осложнения можно выделить вязкость откачиваемой нефти и искривленность ствола скважины. Эти факторы могут явиться причиной отказа передающего звена УСВН - штанговой колонны. К факторам, влияющим на надежность работы винтовой пары, следует отнести наличие песка в жидкости, высокую температуру, агрессивность среды и др. [2, 37].

В силу того, что перспектива применения УСВН определяется прежде всего возможностью откачки высоковязкой нефти, данная диссертационная работа посвящена исследованию гидравлических сопротивлений в колонне насосно-компрессорных труб.

Эти сопротивления с одной стороны увеличивают давление в трубах и могут явиться причиной повышения утечек в винтовой паре и его износа. С другой стороны, гидравлические сопротивления увеличивают крутящий момент на валу привода и в совокупности с другими нагрузками могут явиться причиной среза штанги.

Поэтому в диссертационной работе ставятся задачи по изучению гидродинамического перепада давления по глубине насосного подъемника и крутящего момента, необходимого на преодоление вязкого сопротивления вращению колонны штанг.

Для получения расчетных зависимостей был создан лабораторный стенд, моделирующий движение жидкости в кольцевом пространстве с вращающимся цилиндром-ротором. Далее прово-

дилась опытная проверка полученных зависимостей в промысловых условиях на реальной скважине.

Результаты позволили произвести прогноз гидравлических сопротивлений и оценить область применения УСВН для добычи высоковязкой нефти.

1. УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

1.1. Принципиальная схема эксплуатации скважины и основные характеристики УСВН

Установка скважинного винтового насоса состоит из наземной части и глубинного оборудования (рис. 1.1). Винтовой насос 2 снабжен на приеме обратным клапаном 1. Ротор насоса (винт) спускается в скважину на колонне штанг 3, а статор на колонне НКТ 4, которая закрепляется в колонной головке 5.

Поверхностное оборудование винтовой насосной установки состоит из устьевого сальникового превентора 6, вращателя с модульной вставкой 7 и электродвигателя 8.

Одновинтовой насос по принципу действия относится к объемным насосам. В этом насосе однозаходный винт (ротор) располагается в двухзаходной полости статора, который состоит из стальной трубы и эластомерной вставки (обоймы). Линия между ними образует по длине обоймы ряд замкнутых полостей. При вращении винта эти полости перемещаются от приема насоса к его выкиду. Сложную геометрическую систему замкнутых полостей можно представить простой плоской моделью (рис. 1.2). В этой модели гибкая линия 1 совершает гармонические колебания между двумя граничными прямыми 2 и 3. При колебательном процессе замкнутые полости, например а, перемещаются от приема к выкиду.

Длина шага нарезки винта £ в два раза меньше длины шага обоймы Т. Контактная линия 1 на длине шага обоймы образует одну замкнутую полость, которая при вращении винта перемещается к выкиду насоса. За один оборот винта эта полость переме-

Принципиальная схема УСВН

Рис.1.1.

Рабочие органы винтового насоса

Рис. 1.2

щается на длину шага обоймы. Ось винта в своем крайнем положении расположена на расстоянии "е" от оси обоймы. Крайнее положение оси отдельных сечений винта имеет отклонение от оси обоймы, равное 2е (см. рис. 1.2). Если условно разрезать сечение винта на две половины и разместить их по двум сторонам сечения обоймы, то площадь между ними (4ес1), помноженная на длину шага обоймы (7), даст объем одной замкнутой полости. Частота вращения винта (п) определяет число этих полостей, перемещающихся к выкиду насоса в единицу времени. Таким образом, подача винтового насоса будет соответствовать выражению

ейТп. (1.1)

Напор, создаваемый рабочим органом винтового насоса, определяется допустимым перепадом давления на одной контактной линии и числом этих контактных линии по длине обоймы, то есть числом замкнутых полостей в обойме.

Наземным приводом винтовых насосов служит, как правило, либо электродвигатель, либо гидравлический двигатель. Вращение колонне штанг передается посредством ременной передачи между шкивом, надетым на полированный шток, и шкивом электро- или гидравлического двигателя.

На фоне традиционных методов добычи нефти данный вид насоса способен перекачивать жидкость с большим содержанием абразива (до 50 %) и газа (до 75 %) в перекачиваемой жидкости, развивать максимальный напор до 2000 м и иметь суточный дебит до 240 м3/сут.

Разновидностью винтовых насосных установок является установка с погружным электродвигателем (УЭВН5) [60]. Они предназначались для откачки жидкости с вязкостью до 0,1 Па-с, тем-

пературой до 70° С и количеством механических примесей до 0,8 г/л. Установка мало подвержена влиянию вязкости жидкости благодаря отсутствию передающего звена - штанговой колонны. Так при вязкости от 0,06 Па-с рабочие параметры практически не изменяются. Установки выпускались с номинальными подачами от 16 до 200 м3/сут при развиваемых давлениях 12...9,0 МПа. При этом мощность электродвигателя составляет соответственно 5,5...32 квт.

Передача электроэнергии осуществляется через бронированный кабель, а электродвигатель, аналогично установкам УЭЦН, имеет гидрозащиту.

1.2. Основные этапы развития винтового насосостроения и предварительные результаты их использования в мировой

практике нефтедобычи

Впервые работы по созданию и применению УСВН для добычи нефти начаты в США в 1936 г. На разработку насосов были затрачены значительные средства, однако широкое промышленное применение насосы, известные в США как насосы "Мейко", получили лишь в 80-е годы. В 1985 году к производству их приступила и Франция. Первоначально насосы использовались для эксплуатации малодебитных и среднедебитных неглубоких (до 1000 - 1200 м) вертикальных скважин с тяжелой высоковязкой нефтью и температурой на забоях скважин менее 90° С. Эффективная работа установок в этих условиях стимулировала форсирование машиностроительными фирмами работ по совершенствованию установок винтовых насосов и расширению ограниченной области их применения. Уже к 1989 г. во Франции были созданы УСВН "Родемип", максимальный напор которых достиг

2000 м при подаче до 60 м3/сут. В настоящее время максимальная подача УСВН достигает 240 м3/сут при напоре не менее 500 м.

Нормальный ряд установок "Родемип" расширен с четырех до десяти и покрывает теперь значительно большее поле подач и напоров (Q- Н) в указанных пределах при частоте вращения винта до 8,3 с-1. Число витков самого насоса этого ряда изменяется теперь от 11,5 до 40,5 возрастая с увеличением напора.

Максимальная длина УСВН, ограниченная технологическими особенностями производства, составляет 6 м, а наружные диаметры насосов 79, 94 и 108 мм, т.е. их возможно спускать в скважины малых диаметров. В 1988 - 91 гг. созданы новые эластомеры для статоров УСВН, что позволяет откачивать ими жидкость температурой до 120° С при отсутствии абразивов и температурой до 90° С в их присутствии.

Твердые частицы при прохождении через насос вдавливаются в эластомер не истирая его, что позволяет добывать нефть с содержанием крупного абразива. Фирмы, выпускающие винтовые насосы, рекомендуют использовать их при плотности нефти не ниже 0,820 кг/см3, так как при меньшей плотности легкие фракции, действуя на обойму статора, могут вызвать ее разбухание. При очень высоком содержании газа вращающиеся части недостаточно смазываются и температура насоса повышается. Обычно винтовые насосы хорошо работают при содержании газа в нефти не более 75 м3/м3.

В смонтированных винтовых насосах MOYNO фирмы Scheller-Blekman GMBH был применен нетриновый эластомер RM-102, который обладает хорошей стойкостью к маслам и растворителям. Он рекомендован для нефти с температурой ниже 30°

С по стандарту API (стандарт Американского нефтяного института) и для жидкости с небольшим содержанием растворенного газа. Это наилучший из эластомеров для среды, содержащей СО2 (максимум 12 % СО2), незначительно набухающий в воде и обладающий хорошими механическими свойствами и износостойкостью.

Для гашения вибрации, возникающей из-за эксцентриситета винта и обоймы, устанавливают два центратора на обойме насоса и один винт на НКТ, непосредственно над насосом. Разработанные фирмой Halbrite Well Services Ltd [76] невращающиеся центраторы для колонны штанг позволяют применять УСВН и в наклонно направленных скважинах (угол наклона до 70 град.). Такие центраторы не препятствуют эксцентричному вращению винта и в то же время предотвращают отворот НКТ, обеспечивают более эффективную работу установки. Они защищены от песка и увеличивают срок службы НКТ в 6 - 10 раз.

Серьезные и результативные работы ведутся по совершенствованию системы наземного привода УСВН. Приводная головка, воспринимающая максимальную нагрузку от колонны штанг и передающая ей вращающий момент и изолирующая привод от продукции скважины, снабжена тормозом обратного вращения при остановке системы. Сальник, уплотняющий колонну штанг, имеет восемь пропитанных терлоном колец и рассчитан на давление до 6,5 МПа. Следовательно, продукция скважин может перекачиваться на большие расстояния до сборных пунктов без строительства установок вблизи добывающих скважин [37, 79, 80].

В первых винтовых установках передачи от первичных двигателей к приводным головкам были обычно ременными или про-

стыми редукторными. Однако они имели недостатки, наиболее важным из которых был ограниченный диапазон частот вращения. Более совершенной стала комбинированная передача из ре-меннои и редукторнои. С такой передачей может быть достигнута практически любая фиксированная частота. Для ее изменения необходима остановка установки, что крайне не желательно при эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью, обладающей тик-сотропией. Установки СВН для таких скважин в последние годы оснащают приводом с переменной частотой вращения (вариаторами). Только такой привод позволил оптимизировать добычу высоковязких нефтей.

Однако при добыче высоковязкой нефти с большим содержанием песка, помимо регулируемости, привод должен обладать большим крутящим моментом. Эта задача была успешно решена канадскими фирмами Corod Manufacturing и Amoco Canada Petroleum Ltd [37, 77]. Ими создана установка СВН с гидроприводом для добычи высоковязкой нефти с большим содержанием песка. Особенностью установки является использование для привода глубинного насоса через колонну непрерывных штанг круглого сечения наземного сравнительно тихоходного аксиально-поршневого гидродвигателя с большим крутящим моментом (до 1900 Н-м). С помощью указанных установок эксплуатируются сотни скважин чрезвычайно осложненных пескопроявлениями. В некоторых из них при вязкости разгазированной нефти до 60000 мПа*с объемное содержание песка достигало 50 %.

В АО "Черногорнефть" были проведены успешные испытания СВН в наклонно направленных скважинах [15]. Для спуска винтовых насосов выбраны скважины № 8219 и 16154 с макси-

мальным углом наклона 28°30' на глубине соответственно 220 и 240 м. Это выше среднего для Самотлорского месторождения. Углы на глубине спуска по скв. 8219 и 16154 составили соответственно 21°12' и 18°87\ Максимальная интенсивность набора кривизны равнялась 3° на глубине 170 м и 2°30' на глубине 140 м. Как показали испытания, винтовые насосы работоспособны: в наклонно направленных скважинах с углом кривизны до 28°5'; при содержании механических примесей до 1081 мг/л, газовом факторе до 85 м3/м3, наличии парафиноотложений, температуре воздуха на поверхности до -45°С.

Работа по совершенствованию УСВН продолжается. Создаются глубинные насосы, пригодные для эксплуатации скважин, стимулируемых паром, с высокой температурой нефти и большим содержанием сероводорода. Современные установки СВН расходуют энергии на 60 - 75 % меньше по сравнению с установками обычных штанговых насосов и меньше, чем установки УЭЦН. Наработка на отказ новых моделей установок СВН достигла 2 -3 лет.

Французская фирма "Emip" в последние годы увеличила ряд УСВН с четырех до десяти [37]. По несколько моделей УСВН разработаны и другими фирмами, что позволяет, комплектовать десятки вариантов установок. В настоящее время эти установки производят 10 фирм в пяти странах, в том числе три фирмы в США (Robbinc and Myers Inc., Sand. NPump Company Centrilift), три в Канаде (Corod Industries Inc., Halbrite Well Services Ltd., Kudu Industries), две в Индии (Oil India,ONGC).

В отечественной практике внедрение винтовых насосов с приводом от погружных электродвигателей, испытанных на

Усинском месторождении [64, 67], показали их низкую работоспособность. Аналогичные результаты получены и в Республике Башкортостан в начале 70-х годов. Основным звеном с большим числом отказов была резиновая обойма. Высокая частота вращения вала погружного двигателя (1500 мин-1) в совокупности с присутствием абразивных частиц вызывала интенсивный износ винтовой пары. В итоге выпуск таких насосов был прекращен.

Известны также отечественные винтовые насосы с приводом уже от колонны штанг конструкции Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) [23, 24]. Подача насосов соответствовала 3,0 ... 75,0 м3/сут при напоре до 800 м. вод. ст. Частота вращения колонны штанг могла изменяться от 3 до 50 мин-1. В качестве насоса был использован винтовой забойный двигатель. Специальный поверхностный привод изготавливался на Ишимбайском заводе нефтепромыслового оборудования (Башкортостан).

Опытно-промышленные испытания проводились в двух скважинах на месторождении Оха НГДУ "Оханефтегаз" [23] с октября 1991 г. Глубины подвески насоса были небольшими и составляли 142 и 92 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 54 и 259 мПа-с. При испытаниях было установлено, что потребляемая мощность установки при производительности насоса 17 м3/сут и напоре 140 м составила 2,6 кВт. Была достигнута устойчивая работа обеих установок.

В Республике Башкортостан испытаны насосы фирмы GRIFFIN PUMPS в НГДУ "Аксаковнефть" и "Краснохолмскнефть". Диапазон подачи насосов составил 10... 31

м3/сут при напоре 6,1...12,2 МПа. Общее количество испытанных насосов составило 23.

В последующих главах результаты испытания этих насосов будут освещены более подробно в свете проведенных исследований гидродинамических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах.

1.3. Сравнительный технико-экономический анализ эксплуатации скважин с различными видами глубинного

оборудования

Для анализа технико-экономической эффективности эксплуатации УСВН необходимо сопоставить эксплуатационные характеристики разных видов глубинного оборудования, применяемых в массовых масштабах. Это прежде всего, эксплуатация скважины установками СШН и ЭЦН. Учитывая большой (более 120 ед.) объем внедрения электро-диафрагменных насосных установок (УЭДН) в Республики Башкортостан в анализ введены и данные по этим установкам.

В табл. 1.1 помещены наиболее важные показатели эксплуатации скважин с УСВН, УЭЦН, УЭВН и УЭДН. Это прежде всего стоимость комплектов установок и их основных элементов (электродвигателей, кабеля, насосно-компрессорных труб, штанг, станций управления). Важными показателями также являются мощность электродвигателей и затраты электроэнергии на их привод, дебит скважин по жидкости и нефти, затраты оборудования из расчета на одну скважину, а также удельные затраты на добычу 1 тонны жидкости и нефти. За дебиты скважины были приняты осредненные показатели по фондам скважин АНК "Башнефть" каждого вида оборудования согласно фактических

Таблица 1.1

Расчет сравнительной стоимости оборудования в зависимости от способа эксплуатации,

по состоянию на 1.03.95 года (Н.=1300 м)

Способ эксплу- Стоимость оборудования, млн. руб. Затраты на эл. эн. Дебит Затраты на одной Уд. затраты, млн.р.

атации СК Ст. упр. Эл. двиг. Кабель Насос нкт Штанги Мощн. эл. дв. Затраты, млн. р. жидк. м3/сут нефти, т/сут СКВ., млн. р. На м3 жидк. Нат нефти

СШН (НВ-32) стоимость компл. - 30 млн. Р- 2.5 26.7 15.8 22 16.5 6.0 2.1 91.5 15.3 43.6

УЭЦН (ЭЦН-80) 1.4 8.5 18.8 4.9 26.7 - 28 21.1 80.0 4.5 81.4 1.0 18.1

Винтовой (40-А-063) - - - 66.2 26.7 17.9 15 11.3 12 5.0 122.1 10.2 24.4

УЭДН 4-1800 - 1.4 - 18.8 7.8 26.7 - 4 3.0 6 2.0 57.7 9.6 28.9

данных по состоянию на 1.03.95 г. Для сопоставимости результатов все глубины спуска насосов были приняты одинаковыми и равными 1300 м.

В результате сопоставления видно, что самый высокий дебит скважины по жидкости составляет 80 м3/сут (УЭЦН). По УСВН дебит составляет 12 м3/сут, а по УЭДН и УСШН - по 6 м3/сут. Наиболее высокие затраты электроэнергии приходятся на УЭЦН, а наименьшие - на УЭДН. Винтовые и штанговые насосы занимают средние положения. Однако, мощность электродвигателя УСВН почти в два раза ниже мощности электродвигателя УСШН. Стоимость оборудования одной скважины примерно одинакова для УСВН, УСШН и УЭЦН.

Удельные затраты на добычу одной тонны жидкости наименьшие в установках ЭЦН. Электровинтовые насосы имеют примерно в 1,5 раза меньшие удельные затраты в сравнении с установками СШН. Удельные затраты на добычу 1 тонны нефти в скважинах с УСВН являются намного ниже (24,4 млн.р.), чем в скважинах с УСШН и УЭДН. Но поскольку обводненность продукции скважины является фактором независимым, окончательным результатом следует принимать удельные затраты на одну тонну жидкости.

Таким образом, можно заключить, что винтовые насосы по своим технико-экономическим показателям значительно предпочтительнее наиболее распространенных штанговых насосов, доля которых составляет по общему фонду эксплуатационных скважин около 70 %. Для скважин с дебитом до 20 м3/сут эти насосы являются наиболее перспективными. При больших дебитах предпочтение уже следует отдавать установкам ЭЦН, поскольку

Таблица 1.2

Анализ работы винтовых насосов фирмы Гриффин Пампе в НГДУ "Краснохолмскнефть"

№ № скв. Оборудование и параметры работы скв. до внедрения Дата внед- После внедрения винтовых насосов

Насос Нсп, м <3>к, м3/сут Обвод % Нет Ндин, м Вязк. при 20° С, Сет Мех. примеси, мг/л рения насос 0 НКТ, Нспус, м 0 штанг кол-во С>ж, м3/сут Обвод., % Вязк. на устье Сет Мех. примеси, мг/л Прирост С>ж

1 1331 В-32 1010 5 30 258 308 43.4 2000 28.6.94 40-14063 2,5" 1357 -1184 7/8" 169 13 30 248 7550 +8.0

2 242 Э-50 1128 18 6 50 555 1715 450 15.7.94 40-И- 095 2,5" 1360 -842 7/8" 169 24 6-22 не течет 580 +8.0

3 21 Н-44 880 6.5 22 .0 240 12.7 нет данных 14.7.94 40-14063 2,5" 7/8" 1054 130 ШГНУ 12.6 22 45 180 +5.5

4 619 Н-44 968 13.6 30 _0 318 61.8 нет данных 26.8.94 40-14095 22,5" 1421 -ШГНУ 7/8" 177 18 30 243 420 +0.4

5 1314 Э-20 1029 18 5 330 540 74.4 не опр. 24.1.95 40-14195 3" 13521" 166 -ШГНУ 40 5- 10 85 2480 +22

для высоко дебитных (20 м3/сут и более) скважин машиностроением освоен выпуск соответствующих УЭЦН.

Примерно одинаковые удельные затраты на подъем тонны жидкости в установках СВН и ЭДН. Однако дебит скважин с УЭДН в два раза ниже, чем в скважинах с УСВН.

В табл. 1.2 приведены результаты перевода скважин, оборудованных УЭЦН и УСШН в НГДУ "Краснохолмскнефть", на установки СВН [54]. Скважина № 56 Югомаш-Максимовского месторождения была введена из бездействия. В табл. 1.2 отражены показатели работы оборудования и эксплуатации скважин до и после их перевода на УСВН.

Во всех скважинах произошел прирост дебита по жидкости. Продукция скважин этих месторождений отличается высокой вязкостью, которая существенно уменьшает подачу скважины с УСШН и УЭЦН. В скважинах с УСШН [6, 16, 19, 22, 28, 29, 30, 36, 38, 56, 59] при росте вязкости нефти сильно возрастают местные сопротивления в приемном клапане. В скважинах с УЭЦН [35, 39] при росте вязкости увеличиваются гидравлические сопротивления в рабочих колесах и, как следствие, снижается развиваемый ими напор. Подача же УСВН теоретически мало зависит от вязкости перекачиваемой жидкости.

Таким образом, табл. 1.2 также показывает существенные преимущества УСВН.

Выводы

1. Анализ результатов внедрения УСВН показывает их достаточную перспективу и возможность применения для добычи нефти повышенной вязкости с глубинами спуска до 1500 ... 2000 м и дебитами до 40 м3/сут.

2. Для расширения области применения УСВН и разработки основных положений проектирования необходимо установить влияние осложняющих факторов на работоспособность погружного оборудования.

3. К первостепенным следует отнести влияние вязкости добываемой продукции на работоспособность УСВН. Необходимо изучить законы гидродинамических сопротивлений в полости на-сосно-компрессорных труб с целью получения зависимостей для расчета предельно допустимых значений вязкости откачиваемой жидкости.

4. Основными задачами таких исследований следует считать:

- Разработку элементарной теории гидравлических сопротивлений и получение безразмерных критериев моделирования, с помощью которых обрабатываются результаты замеров.

- Получение зависимостей для расчета гидродинамического перепада давления в НКТ с учетом вращения колонны штанг и крутящего момента с учетом осевого движения жидкости в канале.

- Промысловые исследования этих сопротивлений.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ПРИ ДВИЖЕНИИ ВЯЗКОЙ ЖИДКОСТИ В КОЛОННЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ УСВН

2.1. Обзор исследовательских работ данной области

Как было уже сказано, одной из важнейших задач исследования УСВН является изучение гидродинамического перепада давления в НКТ при откачке высоковязкой нефти. Это давление может послужить причиной увеличения утечек жидкости в винтовой паре и крутящего момента в верхних сечениях колонны штанг.

Гидравлические потери в каналах кольцевого сечения при неподвижных трубах изучены достаточно полно в [25, 47, 48, 49, 62, 69, 74]. Известно, что в ламинарном течении коэффициент гидравлического сопротивления канала кольцевого сечения определяется формулой Буссинеска [69]:

Я =_64(1 ~тУ' 2 . (2.1)

г» /1 о 1-т

Яе,(1 + т +-)

1п т

„ у(Р-й)р

где Ке_ =-—,

у"

т = с! / В,

- диаметры внутреннего и внешнего цилиндров,

V - средняя скорость жидкости,

р,}л - плотность и динамическая вязкость жидкости.

Формула (2.1) с достаточной степенью точности аппроксимируется более простой зависимостью

о 96

* Ке. ,

В зоне гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления описывается формулой [25]:

0А35 Не,

Продольные колебания внутренней трубы применительно к штанговым насосным установкам изучались в работах [9, 25, 50, 58]. Было показано, что встречное движение штанг приводит к росту, а сопутствующее их движение - к снижению гидравлических сопротивлений в НКТ. Формула для расчета гидравлического сопротивления в НКТ УСШН в ламинарной зоне течения жидкости имеет вид [25]:

96 96(0,2 + 0,39т)Ке(ки) Я = Ке: ± К^ , (2-4)

Ке(/Ш) = ^(в-а)р

1ДС ¡Л '

\шт - мгновенная скорость движения штанги.

Было также показано, что при встречном движении штанг и жидкости наступает более ранний переход от ламинарного режима течения к турбулентному. Так, в экспериментах [25] было достигнуто минимальное значение критического числа Яег = 300.

Вращение внутренней трубы концентрического канала изменяет профиль скорости потока жидкости, толщину пограничного слоя у внутренней и внешней стенок канала.

Одной из фундаментальных научных исследований гидродинамики кольцевого канала с вращающимся внутренним цилиндром - ротором является работа [45], в которой авторы исследова-

ли турбулентное течение жидкости в интервале диапазона чисел Рейнольдса 104...3-104.

Основным элементом лабораторного стенда являлся концентрический трубопровод длиной 1300 мм и диаметрами ротора 88 мм и трубы 116 мм. Частота вращения ротора менялась от 0 до 600 мин-1.

Экспериментальные данные были обработаны в координатах XIХ0-у(р 1у2 (Я - фактический коэффициент гидравлического

сопротивления, у^ - окружная скорость вращения ротора, у5-

средняя скорость течения жидкости (воды) в канале).

Величина Л0 представляет собой коэффициент гидравлического сопротивления концентрического канала в области гидравлически гладких труб, определяемый известной формулой Бла-зиуса (2.3).

Экспериментами [45] установлено, что влияние вращения ро-

тора описывается эмпирическом зависимостью:

-i0,523

А

л0

1 + 0,5

'О2

vv,y

(2.5)

Формула (2.5) показывает, что увеличение коэффициента гидравлического сопротивления в турбулентном потоке при вращении ротора достигает порядка 10 %.

Полученная формула хорошо согласуется с результатами работ других исследователей [62].

Однако, в практике бурения скважин результаты замеров давления противоречивы. К примеру Хасаев P.M. в [49] показал, что при роторном бурении вращение бурильного инструмента увеличивает давление в стояке на 0,05...0,4 МПа. При турбинном

бурении в результате вращения инструмента давление на стояке как правило существенно снижается до 1,5 МПа [48].

В [62] также показано, что вращение бурильного инструмента в одних случаях снижает, а в других - повышает давление жидкости на стояке. В этой связи возникает необходимость проведения лабораторных исследований гидравлических сопротивлений в концентрических трубопроводах с вращающимся внутренним цилиндром, моделирующих движение нефти в колонне насосно-компрессорных труб в УСВН.

Согласно теории размерности основными факторами, определяющими течение жидкости в концентрическом канале и возникающие при этом гидравлические сопротивления, будут:

где со- угловая скорость вращения внутреннего цилиндра. В соответствии с /г- теоремой уравнение (2.6) может быть представлено в форме, содержащей три безразмерных комплекса:

2.2. Моделирование течения жидкости, лабораторная установка и методика проведения экспериментов

(2.6)

у(£-<0р

(2.7)

со{В-й)2 р

(2.8)

(2.9)

Тогда (2.6) можно представить в виде:

is

v(D-d)p L{V a)co(D-d)2p

M

v2P

= 0

(2.10)

Разрешая (2.10) относительно критерия, содержащего перепад давления, запишем АР

L

(D-d)

~2-=(Р

V р

v(D-d)pco(D-dyp

М

М

(2.11)

Или:

А Р =

v(D-d)p co(D - d)1 р

D-d ' ¡л Обозначая

v{D-d)pco{D-dfp

М

(2.12)

<Р

М

М

Я 2'

(2.13)

окончательно получим:

АР - Я-

L рГ

D-d 2 '

где А зависит от двух параметров - Re, и Re^: co(D-d)2 р

(2.14)

Re. =

со

м

(2.15)

Поэтому моделирование течения жидкости в трубах с точки зрения изучения гидравлических потерь давления АР должно производится по двум параметрам Рейнольдса - Re. и Re^.

В реальных скважинах при числе оборотов колонны штанг 90 мин-1 и средней вязкости обводненной нефти 150 мПа-с параметр Re^ достигает величин порядка 60.

Величина Ле, при дебите скважины порядка 15 м3/сут и той же вязкости составляет около 16.

Лабораторный стенд должен создать такие условия течений, при которых параметры Ке„ и Ие^ в модели и натуре были одного порядка, т.е.: *

(2.16)

Яе и « Ие"

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Валеев, Асгар Маратович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе выполненного анализа зарубежного и отечественного опытов эксплуатации скважин установлен ряд преимуществ винтовых насосов с приводом от колонны штанг, включающий малые в сравнении с традиционными способами металлоемкость и удельные затраты на подъем жидкости, возможность откачивать газированную, высоковязкую и пескосодержащую жидкости, а также обобщены и систематизированы диапазоны рабочих параметров и некоторые границы применения УСВН для эксплуатации осложненных скважин.

2. Разработан лабораторный стенд для изучения гидравлических сопротивлений в колонне НКТ, позволивший на базе критериев подобия получить экспериментальную зависимость для расчета гидродинамического перепада давления в трубах с вращающимися штангами. Установлены факт и степень увеличения гидравлических сопротивлений в концентрическом канале при вращении внутреннего цилиндра, обусловленный дополнительными потерями энергии на преодоление вязких сопротивлений.

3. На основе анализа размерностей получена универсальная зависимость, аналогичная зависимости Дарси - Вейсбаха, для расчета крутящего момента на вращение колонны штанг в вязкой жидкости. Для ламинарной области течения получена эмпирическая зависимость коэффициента сопротивления от параметров Рейнольдса в осевом и вращательном движениях жидкости.

4. Разработаны методика, техника и проведены промысловые исследования гидравлических сопротивлений в колонне НКТ действующей скважины, показавшие удовлетворительную сходимость расчетных и фактических величин гидродинамического перепада давления в трубах и крутящего момента на вращение штанг в вязкой нефти.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Валеев, Асгар Маратович, 1999 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Айгистова С.Х., Муслимов Р.Х., Касимов P.C. и др.. О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии / Нефтепромысловое дело: Научн,- техн. иформ. сб.- М: ВНИИОЭНГ 1980 №2 с. 13-14.

2. Адонин А.Н. О рациональных методах откачки нефти из «песочных» скважин. Азерб. нефт. хоз., 1952, № 4.

3. Александров М.М. Характер вращения бурильной колонны,- Нефть и газ. 1968 №4, с. 33-36.

4. Александров М.М. Определение сил сопротивления при бурении скважин.-М.: Недра, 1965.

5. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины.- М.: Недра, 1982.- 144 с.

6. Алиманов ДА. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк // Нефтепромысловое дело: Науч.- технич. информ. сб.- М.:ВНИИОЭНГ. 1981 № 6 с. 19-20.

7. Аллахвердиев К.Г., Дашаев Н.Г. Влияние вращения бурильной колонны на потери давления при промывке скважины.- Нефтяное хозяйство 1970, №2 с. 32-35.

8. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин,- М: Недра, 1989.- 213 е.: ил.

9. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти.- Уфа: Башкнигоиздат, 1987. 167 с.

10. A.C. 1387568 СССР, МКИ F04B 47/02. Скважинный штанговый насос / Г.В. Пантелеев, С.Н. Закиров, Р.З. Ахмадишин и др. ( не подлежит опубликованию).

11. A.C. 1555530 СССР, МКИ F04B 47/02 Скважинная штанговая насосная установка / Р.З. Ахмадишин, P.A. Фасхутдинов, М.Д. Валеев и др. ( не подлежит опубликованию).

12. A.C. 1500032 СССР, МКИ F04B 47/02 Скважинный штанговый насос / Г.В. Пантелеев, Р.З. Ахмадишин, С.Н. Закиров и др. ( не подлежит опубликованию).

13. A.C. 1686141 СССР, МКИ Е21В 47/00 Способ определения вязкости нефти в глубиннонасосных скважинах / Н.Г. Галимов, М.Д. Валеев, Р.З. Ахмадишин и др.

14. Бабаев P.P. Теоретическое исследование мощности, затрачиваемой на холостое вращение колонны бурильных труб при бурении искривленных нефтяных скважин.- Изв.вузов. Сер. Нефть и газ, 1971, №8, с. 17-21.

15. Багин JI.H., Горбатов B.C. Проблемы и перспективы внедрения погружных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти. - Нефтяное хозяйство, 1987, № 2.

16. Балакиров Ю.А., Гегельская Н.В., Слепян Е.А. и др. Добыча высоковязких нефтей скважинными штанговыми насосами.- Нефтяное хозяйство, 1981, № 7, с.64-66.

17. Балденко Ф.Д. Одновинтовые насосы и гидродвигатели. О.И. На-сосостроение, сер. ХМ-Ч.М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987, 40 с.

18. Балденко Ф.Д. Повышение эффективности одновинтовых гидравлических машин на основе исследований рабочего процесса и оптимизации геометрических параметров,- Дисс. канд. техн. наук,- М., 1988, 171 с.

19. Батыров Х.М. Применение штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело: Научн,- техн.

. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 9, с. 24-28.

20. Бидман М.Г., Кантовский В.К. Определение оптимальных соотношений размеров рабочих органов одновинтовых насосов.- В кн.: Труды ВНИИгидромаша. М. Энергия, 1971, с. 131-145.

21. Бидман М.Г. К расчету энергетических потерь в одновинтовых насосах. Труды ВНИИгидромаша, вып. 42, 1971.

22. Богомольный Г.И. Определение области возможного применения штанговых глубинных насосов для добычи высоковязких жидкостей // Техника и технология добычи высоковязкой нефти: Тр. Ин-та МИНХ и ГП им. И.М. Губкина.- 1982. Вып. 165. с. 107-121.

23. Брот А.Р., Султанов Б.З., Коротков Л.И. Установка винтового погружного насоса для подъема высоковязких пластовых жидкостей из скважин. Тезисы докладов научно-технической конференции « Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений », г. Пермь, 1991 г., с. 51.

24. Брот А.Р. Влияние вязкости перекачиваемой среды на объемный коэффициент многозаходного винтового насоса. Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции молодых ученых и аспирантов, г. Уфа, 1991.

25. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат. 1991.

26. Вахитов Г.Г., Морозов В.Д., Сафиуллин Р.Х. Проблемы скважин-ной разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом // Тематич. научн,- техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1986. Вып. 19 ( 126 ). 49 с.

27. Винтовые насосы / Д.Ф. Балденко, М.Г. Бидман, В.Л. Калишев-ский, В.К. Кантовский, В.М. Рязанцев.- М.: Машиностроение, 1982.224 с.

28. Габриелов Л.В. Анализ работы установок для подъема высоковязких нефтей при термических методах воздействия на пласт // Тематич. научн.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1988. 33 с.

29. Гусев В.И., Шерстнев Н.М., Полубоярцев Е.Л. Методы совершенствования технологии эксплуатации скважин при добыче вязких нефтей // Нефтяное хозяйство. 1981. № 4. с. 40-43.

30. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М. и др. М.: Недра. 1985. 240 с.

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

32. Зеленков A.A. Исследование кинематики и рабочего процесса одновинтовых насосов. Отчет по теме № 525, ВИГМ, 1956,- 61с.

33. Зиненко В.П., Пенкевич C.B., Калинин И.С. О характере вращения бурильной колонны при малых зазорах между трубами и стенками скважины,- Геология и разведка, 1971, № 8, с. 134-137.

34. Испытательный комплекс установки винтового погружного насоса с поверхностным приводом. / Брот А.Р., Монов И.Е., Коротков Л.И., Алхимов В.Ф. Тезисы докладов республиканской конференции « Вклад молодых ученых в решение комплексных проблем нефти и газа »- Уфа, 1990 г.

35. Казак A.C. Новые направления в технике и технологии добычи тяжелых углеводородов за рубежом // Тематич. научн.- техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1989. 47 с.

36. Казак A.C. Технология и техника эксплуатации скважин с тяжелой высоковязкой нефтью // Тематич. научн.- техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1989. 47 с.

37. Казак A.C. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами. Нефтяное хозяйство. № 12, 1991 г.

38. Калимуллин И.Г. Эксплуатация скважин на Усинском месторождении высоковязкой нефти // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: информ. сб. « Нефтяная и газовая промышленность » / ВНИИОЭНГ. 1990. № 2. с. 24-27.

39. К вопросу о выборе способа добычи высоковязкой нефти / Чиче-ров Л.Г., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др. // Машины и нефтя-

ное оборудование: Отечеств, произв. опыт: Экспресс-информ. М.: ВНИИОЭНГ. 1984. № 16. с. 4-6.

40. Калинин И.С. О затратах мощности на халостое вращение колонны бурильных труб,- Разведка и охрана недр, 1970, № 10, с. 30-33.

41. Кардыш В.Г., Окмянский A.C. Новые данные о затратах мощности при высокооборотном алмазном бурении.- Техника и технология геологоразведочных пород, организация производства. М., ВИЭМС, 1975, № 12, с. 1-24.

42. Конюхов И.Н. и др. Винтовой насос. A.C. № 1580053 СССР, МКИ Г04В 47/00; Приоритет 21.06.1983. Опубл. 27.07.90. Б.И. № 27.

43. Кравцов А.И. и др. Глубиннонасосная установка с винтовым насосом. A.C. № 1542159 СССР, МКИ Г04С 5/00; Приоритет 23.06.1988.

44. Крылов A.B. Одновинтовые насосы.- М.: Гостоптехиздат, 1962 г.

45. Мановей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум,- М.: Недра 1986- 536 с.

46. Мацейчик В.И. К вопросу вращения бурильной колонны.- Нефть и газ. 1970. № 12, с. 39-41.

47. Минигазимов М.Г. Экспериментальное исследование ламинарного движения жидкости в кольцевом трубопроводе.- Нефтяное хозяйство, 1971, № 4, с. 62-64.

48. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика глинистых и цементных растворов.- М.: Недра, 1966.

49. Мирзаджанзаде А.Х., Мирзоян A.A., Гевинян Г.М., Сеид-Рза М.К. Гидравлика глинистых и цементных растворов,- М.: Недра,1966.

50. Мищенко И.Т., Исмаилов A.M., Мамедов Т.М. Модель нестационарного взаимодействия вязкой жидкости со штангами и трубами в скважинной штанговой насосной установке // Нефтяное хозяйство.1990. №7 с. 71-72.

51. Мкртчян М.В. Орпеделение рентабельности эксплуатации малоде-битных скважин. Новости нефт. техн., сер.: Нефтепромысловое дело. №1,ГОСИНТИ, М„ 1960.

52. Нагаев Ф.М. Некоторые вопросы аварийности колонны штанг при добыче высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело: отечеств.

опыт: Экспресс- информ./ ВНИИОЭНГ. 1976. Вып. 24. с. 8-11.

/

53. Окмянский A.C. Исследование затрат мощности на вращение бурильных труб в скважинах при больших числах оборотов ( до 3000 об/мин ). Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. Томск, ТПИ, 1974.

54. Оценка эксплуатационной надежности установок погружных и электродиафрагменных насосов и разработка мероприятий по увеличению эффективности их работы // Отчет о научно- исследовательской работе,-Уфа: БашНИПИнефть, 1998.

55. Определение затрат мощности на холостое вращение бурильной колонны в наклонной скважине. / М.П. Гулизаде, Л.Я. Сушон, Л.Я. Кауфман и др. Изв. вузов. Сер. нефть и газ, 1971, № 5, с. 25.

56. Опыт применения насосов ННБД 1 для добычи высоковязкой продукции / Мищенко И.Т., Богомольный Г.И., Максимов С.В. и др. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов.: Кратк. тез. докл. // Научн,- техн. сов. Межотрасл. научн,- техн. комплекс « Нефтеотдача ». Бугульма. 1989. с. 119-120.

57. Пат. США № 3380531, НКИ 166-45. Способ откачки сырой вязкой нефти. Заявл. 18.05.67; Опубл. 30.04.68.

58. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. М.: ВНИИОЭНГ. 1972. № 11. с. 25-27.

59. Подкорытов С.М., Сельский A.A., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасос-ными установками на Русском месторождении // Тр. ин- та / Сиб-НИИНП. 1981. Вып. 22. с. 21-25.

60. Пономарев В.Г., Мухина Т.И. Лабораторные исследования зависимости объемного к.п.д. винтового насоса типа УЭВН 5 от геометрии рабочих органов. Научно- технический сборник « Насосное оборудование для добычи нефти » № 3. 1990.

61. Пыж С.А., Харитонов Е.С., Егоров П.Б. Судовые винтовые насосы.- Л.: Судостроение, 1969.

62. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1978, 304 с.

63. Разработка модели энергетической характеристики винтового забойного двигателя для использования ее на стадии проектирования: Отчет о НИР; № Г.Р. 01880078319,- Кировоград, 1989,- 179 с.

64. Ратов A.M. О работе погружных винтовых насосов при добыче высоковязкой или с повышенным газосодержанием нефти. М.: ВНИИОЭНГ, « Нефтепромысловое дело » 1976, № 2.

65. Рахматуллин В.Н., Валеев М.Д. Добыча тяжелой нефти Шафра-новского месторождения // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.- техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1985. № 3. с. 1516.

66. Рябов Ю.Г., Терехин Г.Д. Оптимизация работы насосных подъемников при добыче высоковязкой нефти Бугреватовского месторождения // Проблемы изучения залежей высоковязких нефтей: Сб. научн. тр. / Укрниинефть. 1989. с. 121-126.

67. Сорокин В.А. Новые направления в технике и технологии добычи высоковязких нефтей. Нефтяное хозяйство, № 5, 1990.

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

69. Теория пограничного слоя. Шлихтинг Г., перев. с немецкого, Главная редакция физико- математической литературы издательства Наука, Москва, 1974.

70. Технология подъема высоковязкой нефти на месторождениях Республики Куба / Ю.А. Балакиров, Ю.Д. Абрамов, Ю.Г. Рядов и др. Проблемы изучения залежей высоковязкой нефти: Сб. научн. тр. / Укрниинефть. 1989. с. 103-113.

71. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под ред. А.Е. Сароя-на.- М.: Недра, 1987.

72. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей // Справочное пособие. М.: Недра. 1987. 174 с.

73. Шаньгин Н.Н. Эксплуатация насосных скважин, содержащих большое количество песка. Азерб. нефт. хоз., №7, 1953.

74. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М., Недра, 1976. 294 с.

75. Эксцентриковые винтовые погружные насосы с приводом на поверхности. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.- 1988.-Вып. 1.-е. 18-21.

76. Briggs P.J., Baron R.P., Fulleylove R.J., Wright M.S. Development of heavy- oil reserves // J. Petrol. Technol.- 1988.- Vol.- 40, numb. 2.- p. 206214.

77. Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumen categoried to help assess resources, technigues // Oil and Gas J.- 1983.- Vol.- 81, numb. 27.- p. 78-82.

78. Cowlagi C.S. Single screwpumps for oil Industry // Chemistry Engeneering World.- 1989.- 24, numb. 9.- p. 47-48.

79. Gadelle C.P., Burger J.G., Bardon C.P., Machedon V. Heavy- oil Recovery by in- situ Combustion- Two Field Cases in Romania // J. of Petrol Technol., 1981,-Vol. 33, numb. 11.-p. 2057-2066.

80. Keelan R.F. How to analyse rod pumps perfomans // World Oil.- 1984,- . Vol. 199.-numb. 4,-p. 95-98.

81.Rodemip Oil Well Pumps / Institut Francais Du Petrole.- 1989.- sempt-p. 36.