Повышение эффективности эксплуатации штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Кочеков, Михаил Артемьевич

• Кочеков, Михаил Артемьевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Кочеков, Михаил Артемьевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК НА ВЫСОКООБВОДНЕННОМ ФОНДЕ СКВАЖИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Структура фонда скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками в ОАО «Сургутнефтегаз»

1.2 Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения

1.3 Применяемые методы предотвращения коррозионного разрушения металлоконструкции при воздействии минерализованной воды

1.4 Выводы к главе 1

2 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА НАРАБОТКУ ДО ОТКАЗА ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

2.1 Статистический анализ влияния обводненности продукции периодических наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем на наработку колонны штанг до отказа

2.2 Влияние компонентного состава добываемой жидкости и попутного газа

на рост коррозионных процессов колонны штанг

2.2.1 Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях

2.2.2 Влияние компонентов попутного нефтяного газа на рост коррозионных процессов поверхности колонны штанг

2.3 Выводы к главе 2

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ВЫСОКООБ-ВОДНЕННЫХ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ТАНГЕНЦИ-АЛЫТЫМ ПРОФИЛЕМ

3.1 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на частоту обрывов штанг и проектный межремонтный период подземного оборудования в наклонно направленных скважинах с тангенциальным профилем

3.1.1 Частота обрывов колонны штанг в условиях наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем

3.1.2 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокооб-водненного фонда скважин

3.2 Расчет места установки центратора в зоне расположения насоса с учетом влияния перепада давления, возникающего в штанговой колонне при такте нагнетания

3.3 Анализ применения технологии «Стеклопластиковая штанга» в ОАО «Сургутнефтегаз»

3.4 Выводы к главе 3

4 ИССЛЕДОВАНИЕ СМАЧИВАНИЯ КОЛОННЫ ШТАНГ ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ В ПРИУСТЬЕВОЙ ЗОНЕ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫСОКООБВОД-НЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН НА УХУДШЕНИЕ ЕЕ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

4.1 Модель смачивания колонны штанг высокообводненной продукцией скважины

4.2 Экспериментальное определение влияния смачивания и новизны колонны штанг на рост микротрещин и поверхностной коррозии

4.2.1 Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии

4.2.2 Определение влияния процессов смачивания и новизны колонны штанг на развитие сечи микротрещин на поверхности с помощью электромагнитного дефектоскопа

4.3 Экспериментальное изучение влияние смачивания и новизны колонны штанг на прочностные характеристики колонны штанг при статическом растяжении на разрывной машине ИР-500

4.3.1 Общие сведения о механических испытаниях

4.3.2 Краткие сведения о современных машинах для испытания образцов

на растяжение

4.3.3 Определение и анализ влияния смачивания пластовой водой и новизны колонны штанг па прочностные характеристики при статическом разрыве на разрывной машине ИР-500

4.4 Разработка технических средств по ограничению влияния коррозионной среды на поверхность колонны штанг и упрочнению муфтовых соединений в условиях больших углов наклона ствола скважины

4.4.1 Насосная штанга с винтовым ребром и маслобензостойким покрытием

4.4.2 Двухсекционная соединительная муфта колонны штанг

4.4.3 Шарнирная муфта насосных штанг

4.4.4 Полая насосная штанга с внутренним стержнем 116 4.5 Выводы к главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ «ПРИВЕДЕНИЕ БЕЗРАЗМЕРНОЙ ФУНКЦИИ А К ОДНОЧЛЕННОЙ СТЕПЕН Н ОЙ ФУНКЦИ И»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы.

В настоящее время значительная часть крупных месторождений России находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции скважин, равной в среднем 85%. При этом обводнение продукции скважин способствует развитию коррозионных процессов колонны штанг, усиливающих свое разрушительное действие в совокупности с динамическими знакопеременными нагрузками при эксплуатации штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ). Условия применения ШСНУ и опыт их эксплуатации показывает, что на разви тие усталостных для металла штанг процессов (совокупного действия динамических нагрузок и коррозии) влияют различные факторы, приводящие к разрушению и выходу из строя глубиннонасосного оборудования. К таким факторам можно отнести обводненность продукции скважин, минерализацию попутной воды, материал колонны штанг, угол наклона ствола скважины (совокупной влияние трения и коррозии), смачиваемость (на периодически работающем фонде, за счёт утечек через насос, либо при наличии сливного клапана), новизну штанг и режим работы привода насосной установки. При этом под смачиванием колонны штанг, скважин, работающих в периодическом режиме подразумевается процесс, возникающий при снижении уровня жидкости в ЕЕКТ за счет утечек через насос после остановки привода ШСНУ. Процесс характеризуется растеканием пластовой жидкости по поверхности насосной штанги в газовой среде.

Опыт эксплуатации ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» за 2010-2013 годы показывает, что доля обрывов колонны штанг от общего числа отказов составляет 1 7%. При этом анализ эксплуатации высокообводненного фонда скважин выявил, что большое количество обрывов колонны штанг присуще скважинам, работающим в периодическом режиме, причем основной зоной обрыва является приустьевой интервал. Операция извлечения обрывных штанг - одна из длительных и дорогостоящих, именно поэтому доля обводненного фонда скважин, оборудованных

ШСНУ и простаивающего из-за нерентабельности проведения ловильных работ, вследствие обрыва либо отворота колонны штанг неуклонно растет. Вышеперечисленные проблемы эксплуатации высокообводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ, выявили необходимость решения актуальной задачи более глубокого изучения влияния обводненности на эксплуатационные показатели подземного оборудования в условиях больших зенитных углов наклона ствола скважины и периодического режима работы. Решение данной задачи может способствовать увеличению межремонтного периода подземного оборудования ШСНУ в условиях добычи высокообводненной продукции наклонно направленных скважин и сокращению простаивающего малорентабельного фонда скважин.

Цель работы: разработка технико-технологических решений по повышению эксплуатационных показателей подземного оборудования штанговых насосных установок на высокообводненном фонде скважин.

Задачи исследования:

1 Определение влияния обводненности на рост статистических данных обрывов колонны штанг наклонно направленных скважин, работающих в периодическом режиме.

2 Уточнение эмпирических параметров для нахождения частоты обрывов колонны штанг применительно к условиям высокообводненных наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем.

3 Исследование воздействия смачивания приустьевой зоны колонны штанг высокообводненных периодически работающих скважин пластовой водой нарост сети микротрещин поверхностного слоя и обрывы штанг.

4 Разработка технико-технологических решений по увеличению межремонтного периода подземного оборудования высокообводненных наклонно направленных скважин, оборудованных ШСНУ.

Методы решения задач.

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и анализа промысловых данных эксплуатации ШСНУ, а также с помощью серии экспериментов на испытательных машинах и диагностических комплексах.

При выполнении расчетов и обработке результатов использовалась современная математическая программа Maple 15, а также аналитические и статистические методы анализа полученной в ходе эксперимента информации.

Научная новизна:

1 Для высокообводненных наклонно направленных скважин с максимальным зенитным углом более 20° и [лубиной спуска насосов от 1000 до 1500 м, имеющих тангенциальный профиль ствола, произведена адаптация формулы A.C. Вир-новского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг.

2 Для расчета места установки центраторов колонны штанг в зоне, прилегающей к насосу, предложено учитывать перепад давления в нагнетательном клапане при ходе плунжера вниз.

3 Установлено, что периодическое смачивание штанг приводит к росту количества и глубины микротрещин, при этом для новых штанг наиболее опасными с точки зрения роста являются микротрещины с глубиной проникновения в металл более 1,1 мм. а для ремонтных — менее 0,44 мм.

Практическая ценное ib.

1 Разработана на уровне изобретения шарнирная муфта насосных штанг (патент РФ №2499877) планируемая к внедрению для испытания в НГДУ «Нижне-сортымскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз».

2 Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе для решения задач по регулированию режима работы и увеличению межремонтного периода высокообводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ: при чтении лекций, проведении практических и лабораторных занятий по дисциплине «Скважинная добыча нефти», при курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефгяно! о факультета УГНТУ по специальности 130503 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Основные защищаемые положения:

1 Обоснование влияния обводненности продукции скважин на работоспособность подземного оборудования ШСНУ в наклонно направленных скважинах.

2 Прогнозирование отказов подземного оборудования штанговых насосных

установок в высокообводненных скважинах.

3 Технико-технологичсские решения по повышению эффективности применения штанговых насосных установок на высокообводненном фонде наклонно направленных скважин.

Апробация работы.

Результаты проведенных исследований и основные положения работы докладывались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2010-2012); на Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2010-2011); на Всероссийской научно-технической конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 2010); на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, 2012-2013).

Публикации.

Основное содержание диссертации изложено в 9 печатных работах, в том числе: 2 статьи, 3 тезиса докладов на научных конференциях, 4 патента РФ. Две публикации опубликованы в изданиях, включенных в перечень ВАК.

Структура и объем диссертации.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований и 1 приложения. Текст работы изложен на 132 страницах, включая 44 рисунка и 16 таблиц. Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета, участвовавшим в обсуждении диссертационной работы.

1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ

НАСОСНЫХ УСТАНОВОК НА ВЫСОКООБВОДНЕННОМ ФОНДЕ

СКВАЖИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Структура фонда скважин, оборудованных штанговыми скважин-ными насосными установками в ОАО «Сургутнефтегаз»

Опыт эксплуатации штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) в ОАО «Сургутнефтегаз» и в целом в Западной Сибири выявил, что проблема отказа колонны штанг в виде отворотов и обрывов является актуальным и в настоящее время, особенно учитывая тот факт, что средняя обводненность продукции скважин в настоящее время существенно увеличивает коррозионные процессы и нагрузки, действующие на колонну штанг.

В настоящее время фонд скважин, оборудованный ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 8488 скв, в частности в НГДУ «Нижнесортымскнефть» 1061 скв. Распределение фонда скважин по типоразмеру используемого штангового глубинного насоса (ШГН) в ОАО «Сургутнефтегаз» имеет следующий вид (рисунок 1.1).

6%

51 %

39%

| Бпл=38мм | Опл=44мм Опл=32мм | Опл=28мм

4%

Рисунок 1.1- Распределение ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» по типоразмеру

Одним из самых слабых элементов конструкции ШСНУ является колонна штанг, обеспечивающая передачу возвратно-поступательного движения от привода насоса к плунжерной паре [100]. Из диаграммы видно, что основную долю

ШГН составляют насосы диаметрами 32 и 38 миллиметров, что обусловлено их использованием основном на среднепроизводительных (с производительностью 10-20 м7сут) скважинах. Колонна штанг непрерывно подвергается знакопеременным нагрузкам, которые являются первопричиной растяжения, сжатия и кручения участков колонны, что как следствие вызывает их обрывы либо отвороты [17]. Доля обрывов и отворотов колонны штанг от общего числа отказов ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет порядка 19-23%, при этом большую часть (17%) составляют обрывы штанг. Количество данных отказов зависит от множества факторов: от угла наклона ствола скважины; от компоновки колонны штанг; от типоразмера плунжера насоса; от новизны колонны штанг; от глубины спуска плунжера и от удельного веса добываемой продукции скважины. При этом под новизной колонны штанг подразумевается распределение эксплуатируемых либо планируемых к эксплуатации насосных штанг, в зависимости от наработки и количества пройденных отбраковок, натри типа: новая штанга, ремонтная штанга и старая штанга. Ремонтная штанга - это новая штанга, эксплуатировавшаяся в составе колонны штанг до ее отказа (обрыв либо отворот колонны штанг) и впоследствии извлеченная для прохождения норм отбраковки по геометрическим размерам и наличию критических микродефектов (с помощью дефектоскопа), по результатам которой данная штанга спускается в очередную скважину для дальнейшей эксплуатации. Старая штанга также как и ремонтная включает ее извлечение. прохождение очередной отбраковки и последующий спуск в эксплуатационную скважину, то есть данный тип штанг подразумевает продолжение эксплуатации ремонтной плати, при этом в случае последующего извлечения для прохождения аналогичных операции штангу также относят к старой. Таким образом, насосная штанга в процессе эксплуатации проходит три этапа до ее полного выхода из строя (деформации либо разрыва): новая, ремон тная и старая штанга.

1.2 Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения

Коррозия металла происходит практически во всех случаях, где металл контактирует с коррозионной средой, в частности с минерализованной (пластовой) водой, при этом металл в зависимости от степени и характера нагружения подвергается усталостному разрушению, приводящему к деформации либо разрушению конструкционных изделий (иланги, платформы, трубопроводы и т.д.). При эксплуатации штанговых глубинных насосных установок, особенно когда обводненность продукции скважин больше 80%, колонна штанг подвергается совокупному действию коррозионных процессов и повышенных знакопеременных нагрузок, что приводит к коррозионной усталости металла.

Разрушение металла под воздействием периодических знакопеременных динамических нагрузок и коррозии называется коррозионной усталостью металлов. Представленный тип нарушения структуры металла наиболее часто встречается среди других разновидностей коррозии под напряжением. При нахождении металла в коррозионной среде некоторое время конструкция не выдерживает нормальных для нее ранее напряжений вследствие снижения предела его выносливости [90, 45].

Коррозионная ус I ал ость мешлла сопровождается развитием межкристаллит-ных и транскристаллитиых трещин (по границам зерен), которые разрушают металл изнутри [44, 86]. Развитие трещин идет, главным образом, в момент, когда металлоконструкция испытывает нагрузку. Так как коррозионная среда имеет свободный доступ к открытой поверхности металла, сквозь поверхностные трещины она также проникает вглубь металла, интенсифицируя разрушение [16, 81, 25]. Значительное влияние на величину коррозионной усталости оказывают свойства рабочей среды, параметры нагружения. количество примесей в основном металле, температура и др.119]. С увеличением агрессивности коррозионной среды уменьшается усгалооная прочность сплавов.

Опыт применения ШСНУ на высокообводненном фонде Западной Сибири

показывает, что наибольшее количество обрывов колонны штанг происходит в приустьевой зоне. Данный факт является одной из причин необходимости изучения вопросов электрохимической коррозии материала колонны штанг, где в качестве коррозионной среды выступает газо-ж ид костная смесь с преобладанием пластовой воды, являющейся сильным электролитом, при этом химический анализ пластовых вод Западной Сибири показывает преобладание в составе ионов: хлора, кальция и карбонатов. По имеющимся данным для более детального изучения проблемы электрохимической коррозии металлов осуществляется анализ факторов способствующих данной коррозии в условиях схожих применению штанговых скважинных насосных установок. Одним из схожих примеров является электрохимическая коррозия поверхности морских платформ и судов, подверженных воздействию насыщенной ионами хлора морской водой, что представляет собой аналогию смачивания минерализованной пластовой водой колонны штанг в приустьевой зоне, периодически работающих скважин.

В результате специфических условий строительства и эксплуатации борьба с коррозией на морских промыслах весьма затруднена. Такими условиями являются: частое прекращение незаконченных работ вследствие штормов; большие объемы работ по ремонту защитных покрытий, построенных сооружений, в особенности при коротких межремонтных сроках: разрушение защитных покрытий при транспортировании элементов конструкции; труднодоступные участки, осложняющие противокоррозионные работы при строительстве сооружений и ремонте защитных покрытий (особенно в зоне периодического смачивания) [18]. В результате исследований установлено, что несмотря на коррозионную стойкость конструкционных материалов, являющейся одним из важнейших факторов, влияющих на повышение прочности показателей конструкционных изделий, проблему защиты от коррозии морских нефтепромысловых и гидротехнических сооружений нельзя экономично решить лишь только подбором специальных стойких сталей.

К основным способами борьбы с коррозией относят нанесение металлических и неметаллических защитных покрытий, а также электрохимическая защита

металлов, при этом наибольшее распространение получили, хорошо зарекомендовавшие себя в промышленности, неметаллические покрытия, [9]. В результате анализа коррозионных процессов возникающих на морских платформах были выявлены следующие факты:

1) коррозионная стойкость малоуглеродистых и углеродистых сталей практически одинакова;

2) коррозионная стойкость некоторых низколегированных сталей в атмосферной зоне на 20-40% выше, чем у Ст. 3;

3) скорость коррозии испытанных низколегированных сталей в зоне периодического смачивания незначительно отличается от углеродистых сталей;

4) в подводной зоне некоторые низколегированные стали корродируют в два раза медленнее, чем Ст. 3;

5) в зоне морской атмосферы высокую коррозионную стойкость показали сплавы Х13. Х17, 0X1 8Н9, Х18Н9Т, ДН-46 и ДИ-47, в зоне периодического смачивания - аустеню пыс нержавеющие хромникелевые стали, а в подводной зоне — хромникелевые стали.

Засчет воздействия на катодную реакцию восстановления кислорода, как на основной контролирующий коррозию электродный процесс, возможно, увеличить срок службы металлоконструкций сооружений, работающих под циклическим напряжением [64, 101]. Данное увеличение достигается путем применения электрохимической защиты и специально разработанных покрытий.

Защитные лакокрасочные материалы должны иметь способность наноситься по мокрой поверхности при нанесении для защиты от коррозии опор эксплуатирующихся сооружений в зоне периодического смачивания. Для коррозионной защиты данной зоны применяются композиции на основе битума, модифицированная полипропиленом, индустриальным маслом и полиэтиленом. Получен лак КОРС созданный на основе кубового остатка от ректификации стирола (КОРС) и нефтеполимерной смолы. На основе представленного лака разработаны эмали ПС, имеющих различные цвета. Установлено, что улучшение катодной поляризуемости стали и увеличение зоны распространения катодного тока возможно за счет

применения цинконаполненных красок в качестве грунтовки в зоне периодического смачивания и подводной зоне. Исследованы металлические цинковые и алюминиевые покрытия, наносимые на сталь различными способами для защиты от коррозии и коррозионной усталости стали. На суше нефтяных и газовых месторождениях также происходит интенсивная коррозия подземного (насосно-компрессорные трубы (11КТ), штанги, обсадные колонны) и наземного (выкидные линии, коллекторы) оборудования и трубопроводов вследствие значительной обводненности скважин, высокой минерализации пластовых вод и наличия в них агрессивных газов [581. Большая часть пластовых вод находится в связанном состоянии с ионами натрия и являют ся жесткими, для них характерно наличие значительного количества ионов хлора порядка 70%. Коррозия оборудования обводненных скважин является электрохимическим процессом, протекающим в основном с кислородной деполяризацией. Оборудование скважин распределяют на 3 категории в зависимости от степени их износа. В случае, когда среднегодовая заменяемость труб и пл ан г сост авляет не более 20% от всей длины колонны скважины относят к первой категории. К данной категории относят слабокоррозионные скважины, имеющие срок службы оборудования соответствующий амортизационному. В данных скважинах скорость коррозии не превышает 0,4-0,5 мм/год. При среднегодовой заменяемости труб и штанг 20-50% от всей длины колонны скважины относятся ко второй категории, имеющие скорость коррозии порядка 1,0-1,25 мм/год. Третья категория характеризуется скважинами с интенсивной коррозией и среднегодовой заменяемостью труб и штанг выше 50%. В данных скважинах скорость коррозионных процессов составляет — более 2-3 мм/год.

Сквозные проржавления на большой поверхности труб, разъедания тела трубы в резьбовой части, сквозное проржавление в виде крупных отверстий вблизи резьбового соединения, точечная коррозия по всей поверхности груб и штанг являются основными видами коррозионного разрушения труб, штанг и другого нефтепромыслового оборудования [94]. Штанговые муфты и клапанные узлы глубинных насосов подвергаются разрушению в результате совместного действия

коррозии и механического износа. На поверхностях, непосредственно контактирующих с потоком влажного воздуха установлено таких как поверхности труб, в кольцевом пространстве между первым и вторым рядом подъемных труб (при эксплуатации двухрядным лифтом) или между обсадной колонной и колонной подъемных труб (при однорядном лифте) интенсивно развивается коррозия под воздействием сжатого влажного воздуха. [24]. При этом в обоих представленных случаях коррозия приводит к серьезным осложнениям в эксплуатации скважин: к прихватам труб второго ряда трубами первого ряда лифта, к закупорке кольцевого пространства продуктами коррозии, к частым ремонтам для замены поржавевших труб. Зачастую происходит перекрытие фильтрационной зоны скважины и затруднение притока жидкости из пласта вследствие осыпания с поверхности труб на забой скважины продуктов коррозии (окалины).

Одним из наименее изученных факторов способствующего усилению процесса электрохимической коррозии является периодическое смачивание металла коррозионной средой, имеющей особую актуальность при эксплуатации штанговых скважинных насосных установок добывающих высокообводненную продукцию скважин в периодическом режиме. Одним из ярких примеров влияния смачивания на усиление процесса электрохимической коррозии является коррозия фальшколонны диаметром 245 мм спущенной на глубину 3524 м в бурящуюся сверхглубокую скважину СГ-1 Саатлы (Азербайджан). При профилактическом осмотре фальшколонны на ее наружной поверхности был обнаружен слой ржавчины бурого цвета толщиной 0,5-1,0 мм. При снятии продуктов коррозии на поверхности трубы были видны коррозионные поражения в виде пятен и неглубоких язв (0,2-0,3 мм) при толщине стенки обсадных груб 14 мм. Обследованием состояния этих труб было установлено, что в период подъема бурильного инструмента для смены долота уровень бурового раствора в скважине снижается на 70-100 м. Определение скорости коррозии стали в буровом растворе осуществляли путем полного погружения в раствор и изоляции поверхностного слоя от кислорода воздуха. В другом случае образцы, помещенные в буровой раствор, периодически (через каждые 10-15 минут) извлекались и подвешивались над сосудом

для насыщения пленки бурового раствора кислородом воздуха. Результаты опытов показали, что скорость коррозии стальных образцов, постоянно погруженных в буровой раствор, составила 0,013 г/м хчас, а скорость коррозии стальных образцов, периодически извлекаемых из раствора, - 0,039 г/м"хчас. Таким образом, при периодическом обогащении кислородом поверхности стали, смоченной буровым раствором, скорость коррозии возрастает в 3 раза. Проведенные опыты позволяют констатировать, что электрохимический процесс коррозии на поверхности труб в период снижения уровня бурового раствора в кольцевом пространстве между технической обсадной колонной и защитной колонной протекает с кислородной деполяризацией [56].

Химический анализ попутных пластовых вод добываемых в условиях Западной Сибири в незначительной степени меняется в зависимости от месторождения и происхождения объектов разработки, однако общая тенденция характерная для пластовых вод данного региона является преобладание ионов хлора СГ (до 5000-10000 мг/л). также в меньшем количестве имеются ионы НСОз (10002000 мг/л) и СО3 (до 50 мг/л) водородный показатель в среднем нейтральный и меняется от 7 до 8.

Рассмотрена работа C.B. Наумова и O.A. Сольяшиновой об анализе влияния концентрации ионов хлора коррозионной среды на скорость коррозии, что актуально для условий применения ТТ1СНУ на высокообводенном фонде скважин данного региона. Она заключается в определении потери массы в результате коррозии с единицы площади образцов исследуемых металлов за единицу времени. Расчет скорости коррозии проводился по формуле [63]:

К = S-r ■ С'»

где Р] - масса пластинки до испы таний, г; Рт - масса пластинки после испытания, г:

S - площадь пластинки, см ; т - время опыта, час.

По результатам эксперимента C.B. Наумова и O.A. Сольяшиновой построен график изменения скорости коррозии во времени в воде с различной концентрацией ионов хлора.

п.З

IÍ И »

90,75 мг/л 303,25 мг/л

2'Mi .100

время, час

и 196,6 мг/л _ _ дистиллированная вода

5<Ч1

Рисунок 1.2 - Влияние концентрации ионов хлора на скорость коррозии.

Как видно из рисунка 1.2, при концентрации хлоридов более 200 мг/л скорость коррозии меньше, чем в воде с нулевой концентрацией. Однако после 200 часов наблюдений, скорость коррозии возрастает, тогда как две другие кривые, с концентрацией хлоридов менее 100 мг/л, прошли свой пик и идут на спад [63]. Из работы видно, что при больших концентрациях ионов хлора и продолжительном действии данные ионы являются концентраторами коррозии, способствующими резкому увеличению коррозионного разрушения металла.

К внешним факторам электрохимической коррозии относят скорость движения агрессивной среды, температуру, поляризацию внешним током, давление

и др. На скорость электрохимической коррозии металлов существенно влияет температура, увеличивающаяся с повышением температурь^ 15]. В открытых аэрируемых системах скорость коррозии железа с ростом температуры в пределах от 20 до 80 С возрастает и далее уменьшается вследствие резкого снижения концентрации кислорода, при этом нужно учитывать, что в рассматриваемой приустьевой зоне колонны штат- температура коррозионной среды данного региона меняется от 30 до 50 С а с некоторых объектов разрабо тки и до 80 С в зависимости от времени года. Вследствие усиления подачи кислорода к металлической поверхности в минерализованных средах скорость коррозии растёт с увеличением скорости движения. Также необходимо отметить, что в значительной степени ускоряет электрохимическую коррозию металлов давление из-за появления механических напряжений в металле и повышения растворимости деполяризаторов коррозионного процесса. Для коррозирующего металла поляризация внешним постоянным током влияет на коррозионное разрушение металлов: при катодной поляризации в большинстве случаев наблюдается защитный эффект, а при анодной поляризации металла (подключение его к положительному полюсу внешнего источника тока) скорость коррозии увеличивается, т.е. скорость коррозии металла снижается [96]. Водородный показатель среды также влияет на скорость коррозии. В нейтральных средах скорость коррозии железа слабо зависит от изменения величины рН, но при возрастании рН скорость коррозии металла уменьшается. Наличие в среде микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности оказывает существенное влияние на характер коррозионных разрушений металлов. В условиях Западной Сибири как упоминается выше рН колеблется от 7 до 8, что соответствует нейтральным средам. Проведенный анализ показывает, что в условиях скважин работающих в периодическом режиме с периодом накопления 2-3 сут. (48-72 ч) влияние минерализации пластовой воды ионами хлора (для рассматриваемого региона 5-10 г/л) практически отсутствует, так как по результатам проведенных C.B. Наумовым и О.А. Сольяшиновой работ с ростом минерализации пик скорости коррозии металла сдвигается в сторону увеличения продолжительности его нахождения в минерализованной воде.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кочеков, Михаил Артемьевич, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Абрашин, А. А. Обрывы насосных штанг и пути их уменьшения / А. А. Абрашин, Е. И. Гординский, X. Г. Давлетшин, В. А. Мордвино, А. X. Шарипов // «Нефтепромысловое дело». - 1970. -№ 12.-С. 23-25.

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

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

4 Адонин, А. 14. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. - М. : Недра, 1964.-264 с.

5 Александров, М. М. Количественная оценка силы трения при движении инструмента в искривленной скважине / Известия высших учебных заведении министерства высшего образования СССР. Грозненский нефтяной институт. -1959. - №4.-С. 41-48.

6 Антипин, Ю. В. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти / Ю. В. Антипин, М. Д. Валеев. - Уфа : Башкирское книжное издательство, 1987.-С. 105-131.

7 A.c. 727911, СССР, кл. F16 Fl5/06. Динамический гаситель колебаний / В. В. Кисляков ; заявл. 11.10.1978 ; опубл. 15.04.1980.

8 Афанасьев, В. А. Расчет максимальной нагрузки на головку балансира станка-качалки в наклонно-направленных скважинах / В. А. Афанасьев, А. В. Отрадных//Тр. СибНИИНП,- 1978.-Вып. 1 1.-С. 18-22.

9 Бахвалов. Г. Т. Зашита мет аллов от коррозии. - М. : Металлургия, 1964. -310 с.

11 Березин, И. Я., Чернявский, О. Ф. Сопротивление материалов. Усталостное разрушение металлов и расчеты на прочность и долговечность при переменных напряжениях : Учебное пособие. - Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2002. -47 с.

12 Буденков, Г. А. Новая прогрессивная технология дефектоскопии протяженных объектов металлургической и нефтедобывающей промышленности / Г. А. Буденков, О. В. Недзвецкая, Т. Н. Лебедева // Тяжелое машиностроение. - 2004. -№ 11.-С. 18-23.

13 Валовский, В. М. Разработка механического безбалансирного длиннохо-дового привода штангового насоса / В.М. Валовский и др. // Тр. ТатНИПИнефть. - 1978.-Вып. XXXIX. - С. 172-180.

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

15 Варыпаев, В. Н. Электрохимическая коррозия и защита металлов / В. Н. Варыпаев, Н. А. Зайцева. - Л. : Ленинградский политехнический институт, 1989. -100 с.

16 Василенко, И. И., Мелехов, Р. К. Коррозионное растрескивание сталей. — К. : Наукова думка, 1977. - 265 с.

17 Вирновский. А. С. Теория и практ ика глубиннонасосной добычи нефти : Избранные труды//Тр. ВНИИ. - Вып. ГУП.-М. : Недра, 1971,- 184 с.

18 Гаджиев, Ф. М. Научные основы проектирование морских стационарных платформ для освоения нефтегазовых месторождений: автореферат дисс. док. техн. наук / Ф. М. Гаджиев. - Баку, 1990.

19 Газаров, А. Г. К вопросу усталостно-коррозионного износа глубинно-насосного оборудования // А. Г. Газаров, А. Р. Энштейн, В. Е. Андреев // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. -Вып. 4. - Уфа: Изд-во «Монография», 2003. - С. 222-223.

20 Газаров, А. Г. Разработка методов снижения износа штангового насосного оборудования в наклонно-направленных скважинах: автореферат дисс. канд. техн. наук. - Уфа, 2004.

21 Герцбах, И. Б. Модели отказов / И. Б. Герцбах, X. Б. Кордонских. - М. : Советское радио, 1966. - 166 с.

22 Гиматутдииов. Ш. К. Справочная книга по добыче нефти / Ш. К. Гиматутдииов. - М. : Недра, 1974. - С. 389-505.

23 Гиматутдииов. III. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. -М. : Недра, 1983. - С. 249-375.

24 Гоник, А. А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. - М. : Недра, 1976. - 192 с.

25 ГОСТ 18353-79. Контроль неразрушающий. Классификация методов и видов неразрушающего контроля Методы физические.

26 ГОСТ 28840-90. Машины для испы тания материалов на растяжение, сжатие и изгиб. Общие технические требования.

27 ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение

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

29 Григорян, И. Л. О допустимом приращении угла искривления наклонных скважин / Известия высших учебных заведении. - 1961. - №4. - С. 29-32.

30 Давлетшин, X. Г. Исследование влияния изгиба штанг на частоту их обрывов / X. Г. Давлетшин, А. А. Абрашин // «Нефтепромысловое дело». - 1972. -№10. -С. 26-28.

31 Далимов, В. У. Некоторые особенности износа штанговых глубинных насосов в наклонно-направленных скважинах // сб. научп. тр. / ВНИИ-нефть. — М., 1989.-Вып. 93.-С. 30-34.

32 Девликамов, В. В. Техника и технология добычи нефти / В. В. Девлика-мов, Ю. В. Зейгман. - Уфа, 1987. - С. 54-116.

33 Джабарзаде. А.Д. О снижении аварийности насосных штанг на месторождениях Башкирии / А. Д. Джабарзаде, А. Н. Атакшиев, 10. И. Толкачев // «Нефтепромысловое дело». - 1974. - № 10. - С. 26-28.

34 Закиров, С. С. Исследование обрывов штанг по НГДУ «Южарланнефть» / С. С. Закиров, А. Г. Халиулин. Л. Г. Фархулин, А. Г. Габдрахманов // Труды Уфимского нефтяного института. 1976. - № 28. - С.64-66.

35 Закономерности обрыва насосных штанг по данным Ишимбайского месторождения / «Нефтяное хозяйст во». - 1970. - № 1. - С. 54-59.

36 Зейгман, К). В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов / Ю. В. Зейгман, О. А. Гуме-ров, И. В. Генералов. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 2000. - 120 с.

37 Ивановский, В. Н., Сабиров, А. А. Почему рвутся штанговые колонны? / Территория нефтегаз. - 2007. - №3. - С. 34-37.

38 Ишемгужин, И. Е. Об использовании центраторов в штанговой колонне при глубинно-насосной добыче неф ти // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2010. - №6, - С. 23-26.

39 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.

40 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.

41 Ишемгужин, Е. И. Определение сил действующих на компоновку долото-секционный турбобур с центратором при бурении наклоннонаправленных скважин / Е. И. Ишемгужин, Б. 3. Султанов // РНТС/ВНИИОЭНГ. Сер. : Бурение. -1971. - №2.-С. 7-15.

42 Ишемгужин, Е. И. Теоретические основы надежности буровых и нефтепромысловых машин. - Уфа: Изд-во УНИ. 1981.-С. 9-46.

43 Карпенко, Г. В. Коррозионное растрескивание сталей / Г. В. Карпенко, И. И. Василенко. - Киев : Издательст во « Техника», 1971. - 97 с.

44 Карпенко, Г. В. Прочность стали в коррозионной среде. - К. : Машгиз, 1963.- 188 с.

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

46 Кочеков, М. А. Анализ обрывов штанг в НГДУ «Чекмагушнефть» / М. Р. Ситдиков, И. Е. Ишемгужин, М. А. Кочеков // Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения: сб. тр. /Всероссийская науч.-техн. конференция. - Уфа: УГНТУ, 2010.-С. 151-154.

47 Кочеков, М. А. Влияние различных факторов на частоту обрывов колонны штанг в условиях Лянторского месторождения // Актуальные проблемы науки и техники : сб.тр. / II международ, конф. молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2010. -С.20-22.

48 Кочеков, М. А. Демпфирование параметрических колебаний трубопроводов / И. Е. Ишемгужин, М. А. Кочеков [и др.] // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн. - 2011. - №3. - С. 84-93.

URL: http//www.ogbus.ru/aulors/Ishemguzhin[E/IshemguzhinIE_2.pdf

49 Кочеков, М. А. Динамический гаситель колебаний ШСНУ широкого диапазона частот / 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.307.

50 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.

51 Кочеков, М.А. Обоснование применения длинноходовых цепных приводов ШГН в ЦДНГ-8, НГДУ «Нижнесортымскнефть». ОАО «Сургутнефтегаз»/ М. А. Кочеков, М. Р. Ситдиков // Материалы 63-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа : УГНТУ, 2012. - С. 363-364.

52 Кочеков, М.А. Установка центратора в приплунжерной зоне насоса с учетом влияния осевой силы возникающей в штанговой колонне при такте нагне-

тания / М. А. Кочеков, Р. Н. Якубов // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн. 2012. -№1,-С. 205-214.

URL: http//www.ogbus.ru/antors/KochekovlVlA/K_ochekovMA_l/pdf

53 Кочеков, М.А. Экспериментальное определение влияния коррозионного воздействия на прочностные харакгеристики материала колонны штанг при различных условиях смачивания // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн. 2014. -№1. - С.94-113.

URL: http//www.ogbLis.tu/autoTs/KochekovlViA/KochekovMA_2/pdf

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

55 Курбанов, М. М. Влияние коррозионного процесса и износа на работоспособность нефтепромыслового оборудования и защита его от коррозии // Журнал «Практика противокоррозионной .заши ты». -2010. - № 1(55), - С. 46-54.

56 Курбанов, М. М. ЬСоррозионностойкие насосные штанги из стеклопласти-кового материала / М. М. Курбанов, A.M. Мамедов [и др.] // Международная школа-семинар: Современные методы исследования и предупреждения коррозионных разрушений. - Ижевск, 2001. — С. 97-98.

57 Курбанов, М. М. Применение композиционного материала для защиты от коррозии стальных нефтепромысловых трубопроводов // Журнал «Защита окружающей среды в неф тегазовом комплексе». - 2009. - № 7.

58 Лепехин, Ю. И. Апаниз работы штанговых муфт, применяемых в наклонно-направленных скважинах / Нефтепромысловое дело. — 1987. - Вып. 12. — С. 6-9.

60 Мирзаджашаде А. X. Технология и техника добычи нефти / А. X. Мирза-джанзаде, И. М. Ахметов, A.M. Хасаев, В. И. Гусев. - М. : Недра, 1986. -С. 89-101.

61 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.

62 Наумов, С. В. Региональные аспекты коррозии стали в природных водах/ С. В. Наумов, О. А Сольяшинова// Вестник Казанского технологического университета. - 2006. - №5. - С. 11-16.

63 Негреев, В.Ф., Шарифов Ф.Р. Протекторная защита труб и штанг глубин-нонасосных скважин от коррозии. Газовое дело, 1965, № 8, с. 24-25.

64 Обработка информации о надежности нефтепромысловых машин при малой выборке / И. Е. Ишемгужин [и др.]. - Уфа: Изд-во УНИ, 2007. - 41 с.

65 Окрушко, Е. И. Дефектоскопия глубиннонасосных штанг / Е. И. Окруш-ко, М. А. Ураксеев. - М.: Недра, 1983.

66 Патон, Л. Д. Непрерывная безмуфтовая колонна штанг / Л. Д. Патон // «Инженер-нефтяник». - 1970. - № 9. - С. 33-37.

67 Пат. 2077654 Российская Федерация, Е21 В17/00. Глубинно-насосная штанговая колонна // В. В. Семенов, А. Е. Дюжиков ; заявл. 14.02.1994 ; опубл. 20.04.1997.

68 Пат. 134981 Российская Федерация. Двухсекционная соединительная муфта колонны штанг / М. А. Кочеков ; заявитель и патентообладатель УГНТУ ; заявл. 18.06.2013 ; опубл. 27.1 1.2013.-Бюл. №33.

69 Пат. 2461751 Российская Федерация. Динамический гаситель колебаний широкого диапазона частот / И. Е. Ишемгужин, М. А. Кочеков [и др.] ; заявитель и патентообладатель УГНТУ ; заявл. 29.03.201 1 ; опубл. 20.09.2012. - Бюл. №26.

70 Пат. 2230242 Российская Федерация, F16 F15/00. Динамический самонастраивающийся гаситель колебаний / Д. М. Белый ; заявл. 18.10.2002; опубл. 10.06.2004.

71 Пат. 2117132 Российская Федерация, Е21 В17/00. Насосная штанга / Л. С. Мирзоян, М. В. Иванов, Л. А. Шутов ; заявл. 18.09.1996 ; опубл. 10.08.1998.

72 Пат. 1 1 1575 Российская Федерация. Насосная штанга/ М. А. Кочеков [и др.] ; заявитель и патентообладатель УГНТУ ; заявл. 07.07.2011 ; опубл. 20.12.2011.-Бюл. №35.

73 Пат. 134571 Российская Федерация. Насосная штанга с винтовым ребром и маслобензостойким покрытием / М. А. Кочеков ; заявитель и патентообладатель УГНТУ ; заявл. 18.06.2013 ; опубл. 20.11.2013. - Бюл. №32.

74 Пат. 2499877 Российская Федерация. Шарнирная муфта насосных штанг/ М. А. Кочеков [и др.] ; заявитель и патентообладатель УГНТУ ; заявл. 27.04.2012; опубл. 27.1 1.2013. - Бюл. № 33.

75 Пат. 2124109 Российская Федерация, Е21 В17/00. Штанговая колонна / С. Г. Зубаиров, М. А. Токарев ; заявл. 28.05.1997 ; опубл. 27.12.1998.

76 Пат. 2211909 Российская Федерация, Е21 В1 7/01. Соединительная муфта насосных штанг / А. Г. Газаров, А. Р. Буранчин, А. Р. Энштейн ; заявл. 13.11.2001; опубл. 10.09.2003.

77 Пат. 2017930 Российская Федерация, Е21 В17/05. Соединительная муфта насосных штанг / К. Р. Уразаков, И. И. Иконников, В. И. Литвак ; заявл. 15.11.1990 ; опубл. 15.08.1994.

78 Песляк, Ю. А. Расчет напряжений в колонне труб нефтяных скважин. -М. : Недра, 1973.-21 1 с.

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

80 Похмурский, В. И. Повышение долговечности деталей машин с помощью диффузионных покрытий / В. И. Похмурский. В. Б. Далисов, В. М. Голубец. - К. : Наукова думка, 1980. - 177 с.

81 Привод цепной ГИД 80-18-6,0-1/4. / Паспорт // 3. М. Идрисова. 2006. -

82 Протасов, В. К. Состояние и перспективы применения противокоррозионной защиты насосных штанг полимерными покрытиями. - М., 1983. - 44 с.

83 Разработка месторождений с наклонно-направленными скважинами / В. С. Евченко [ и др.]. - М. : Недра, 1986.-278 с.

84 Раскин, P.M.. Баграмов P.A. О расчете прочности колонны насосных штанг. Нефтяное хозяйст во, 1955, № 9, с. 50-55.

85 Раскин, Р. М. Коррозионно-усталостная прочность насосных штанг / Р. М. Раскин, Р. А. Баграмов // В сб. «Усталость металлов». - М. : Изд. АН СССР, 1960.-С. 138-147.

86 РД 39 - 0147276 - 019 ВНИИ - 86. Метод оптимизации технологических параметров работы УСШН в наклонных скважинах. - Уфа, 1986. -48 с.

87 РД 39-30-655-81. Методика определения и оценки локальной коррозии при лабораторных исследованиях.

88 РД 39-3-669-81. Методика оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингиби торов коррозии при транспорте обводненной нефти.

89 Романов, В. В. Влияние коррозионной среды па циклическую прочность металлов. - М. : Наука, 1969. - 220 с.

90 Ситников, В. Г1. Исследование взаимодействия станков-качалок с промерзающим грунтом : диссертация / В.ГГ. Ситников. - Тюмень, 2003. - 117 с.

91 Скорчеллетти, В. В. Теоретические основы коррозии металлов. -Л. : «Химия», 1973.-264 с.

92 Степанов, А. Г. Динамика машин. - Екатеринбург, 1999. - 119 с.

93 Тараевский. С. И. Повышение долговечности насосных штанг, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах : автореферат дис. канд. техн. наук / М.И. Тараевский. - Ивано-Франковск : ИФИНГ, 1985.

94 Тахаутдинов, 10. Ф. Результаты и перспективы применения цепных приводов в ОАО «Татнефть» / Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. Г. Ибрагимов, Р. Н. Ахметвали-ев // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 68-71.

95 Томашов, Н. Д. Теория коррозии и коррозионностойкие конструкционные сплавы/Н. Д. Томашов, Г. П. Чернова. -М. : Металлургия, 1986.-357 с.

96 Уразаков, К. Р. Влияние деформации насосных труб на дебит и межремонтные период скважин / К.Р. Уразаков, А.Р. Буранчин [и др.] // Нефтегазовое дело. - 2009. -№1,-С. 15-19.

97 Уразаков, К. Р. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных обводненных скважин / К. Р. Уразаков, Е. И. Богомольный; Ж. С. Сейтпагамбетов, А. Г. Газаров. - М. : Недра, 2003. - 303 с.

98 Уразаков, К. Р. Устройство для уменьшения трения и механического износа насосных труб и штанг / К. Р. Уразаков, В. И. Абросимов, В. Н. Рахматул-лин, Н. X. Мусин, А. Т. Цветков // Нефтепромысловое дело. - 1987. - Вып. 12. -С. 12-14.

99 Уразаков, К. Р. Эксплуатация наклонно-направленных насосных скважин. -М. : Недра, 1993.-169 с.

100 Чаевский, N4. И. Повышение работоспособности сталей в агрессивных средах при циклическом нагружении / М. И. Чаевский, В. Ф. Шатинский. - Киев. : Наукова думка, 1970. - 299 с.

101Шакиров, P. III. Нафузка на колонны насосных цланг и труб от вязкого трения / Р. III. Шакиров, Б. Р.. Доброскок // Тр. ТатНИПИнефть. - 1978. -Вып. XXXIX.-С. 1 18-122.

102Шлугер, М. А. Коррозия и защита металлов / М. А. Шлугер, Ф. Ф. Ажогин, Е. А. Ефимов. - М. : Металлургия, 1981. - 216 с.

ЮЗШор, Я. Б. Таблицы для анализа и контроля надежности / Я. Б. Шор, Ф. И. Кузьмин. - М. : Советское радио, 1968. - 288 с.

104Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти / А. М. Юрчук, А. 3. Истомин. -М. : Недра, 1979.-С. 1 17-131.

105Coberly, С. J. Problems in modcrm deep-well pumping // Oil Gas J. - May 12, May 19 - 1938.

106Mills, K. N. How to improve sucker rod life // Petroleum engineer. November. - 1955.-P. 157-158.

ПРИЛОЖЕНИЕ «ПРИВЕДЕНИЕ БЕЗРАЗМЕРНОЙ ФУНКЦИИ Ц К ОДНОЧЛЕННОЙ СТЕПЕННОЙ ФУНКЦИИ»

Таблица 1 - Результаты расчета коэффициента // для различных Е)/с1 и к

Б/с1 м

к=0,5 к=1 к=1,5 к=2

1,45 1,20103 1,35205 1,487172 1,62652

1,7 1,302597 1,566979 1,824055 2,092663

1,95 1,409499 1,816025 2,246879 2,725187

2,2 1,520839 2,099187 2,766275 3,557498

2,45 1,635857 2,416464 3,393168 4,633109

2,7 1,753926 2,767857 4,138698 6,000778

2,95 1,874539 3,153366 5,014162 7,714506

♦ к=0,5 ■ к=1 Дк=1,5 Хк=2

у = 0,<

X / у К. -

У

у = и, Я2 = 7429х1,7180 : 0 0017

В ^ у = о,{ 374х1,1971

я2 = 0,9935

у - 0 9 ¡66^0,6288

Я2 = ),9954

1 1,5 2 2,5 3 3,5

Рисунок 1 - Результаты построения зависимости коэффициента /л от отношения диаметра плунжера насоса к диаметру насосных штанг для различных значений показателя степени кривой Велера

Рисунок 2 - Зависимость показателя степени х в уравнении для нахождения коэффициента /•/ от показателя степени кривой Велера

с? ч

СУ

Н

Я £

О

я 2

О)

я я

а» Г сз Я РО

2,5

у = -0,3334x^0:0755 К2 = 0,9998

Рисунок 3 - Зависимость множителя в уравнении для нахождения коэффициента /л от показателя степени кривой Велера