Повышение эффективности установок скважинных штанговых насосов для добычи газированной нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат наук Азизов Амир Мурад аглу

• Азизов Амир Мурад аглу
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Азизов Амир Мурад аглу

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НА РАБОТУ УСШН ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

1.1 Тенденции в нефтегазодобывающей отрасли России

1.2 Основные параметры, характеризующие эффективность работы штанговых насосов при откачке газожидкостных смесей

1.3 Осложнения в работе насосного оборудования в скважинах с высоким газовым фактором

1.4 Методы снижения вредного влияния свободного газа на работоспособность и эффективность установок скважинных штанговых насосов

Выводы по Главе

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА В УСЛОВИЯХ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЁМЕ

2.1 Расчет коэффициента наполнения скважинного штангового насоса

2.2 Численное моделирование процесса наполнения скважинного штангового насоса

2.3 Исследование переходных процессов в подплунжерной полости насоса при такте всасывания

2.4 Расстановка граничных условий

2.5 Оценка пределов изменения допустимого объема вредного пространства насоса

Выводы по Главе

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИННОГО СЕПАРАТОРА ГАЗА ГРАВИТАЦИОННОГО ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ

3.1 Конструктивные схемы сепараторов газа гравитационного принципа действия

3.2 Разработка газового сепаратора гравитационного принципа действия для УСШН

3.3 Определение оптимальной глубины подвески насоса и установки газового сепаратора гравитационного принципа действия с выходом выше динамического уровня

3.4 Алгоритм расчета оптимальной глубины спуска насоса с сепаратором газа и его реализация

3.5 Минимизация удельного энергопотребления штанговых установок

Выводы по Главе

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НАЗЕМНОЙ ЧАСТИ УСТАНОВОК СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

4.1 Разработка модуля замещения ПНГ в затрубном пространстве

4.2 Техническое обеспечение комплимирования попутного нефтяного газа в промысловый коллектор

Выводы по Главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Эффективность механизированной добычи нефти существенно зависит от относительного количества попутного нефтяного газа (ПНГ), содержащегося в скважинном флюиде, который влияет на производительность насоса, напряженно -деформированное состояние (НДС) оборудования, его межремонтный период, удельные энергозатраты и т. д. Для обеспечения нормированных заводами-изготовителями насосов показателей по содержанию свободного ПНГ, поступающего в насос вместе с флюидом, используют сепараторы газа или увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень. В установках скважинных штанговых насосов (УСШН), применяемых в основном на малодебитных скважинах, для снятия отрицательного влияния ПНГ на их эффективность, и даже работоспособность, используется в основном увеличение глубины погружения под динамический уровень, так как отсутствуют высокоэффективные сепараторы. В то же время увеличение глубины погружения штангового насоса ведет к еще большему увеличению нагрузок на штанги, трубы и установку в целом. Поэтому разработка механизма определения оптимального, с точки зрения удельных приведенных энергозатрат на добычу нефти, погружения штангового насоса под динамический уровень и сепараторов газа для УСШН, адаптированных к специфике рабочего процесса последних, является весьма востребованной. Не менее важной является борьба с вредным влиянием скапливающегося в затрубном пространстве газа, уменьшающего депрессию на пласт и понижающего динамический уровень, вплоть до срыва подачи насоса с увеличением нагрузок на все элементы установки. Для этого необходимо поддержание низкого давления в затрубном пространстве, но с исключением выбросов в атмосферу или сжигания на факелах, составившего в 2017 году в России практически 13 млрд. м3, т. е. 13 % от общей добычи ПНГ.

Из вышеизложенного следует, что совершенствование техники добычи нефти с высоким содержанием ПНГ, позволяющих увеличить производительность

и работоспособность УСШН и уменьшить удельные суммарные энергозатраты на добычу нефти, является актуальной задачей.

Степень разработанности выбранной темы

Выявлению и борьбе с вредным влиянием попутного нефтяного газа на работу скважинных штанговых насосов посвящены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы Адонина А.Н., Бабаляна Г.А., Белова И.Г., Бахтизина Р.Н., Валеева М.Д., Власова В.В., Гиматудинова Ш.К., Зубаирова С.Г., Ивановского В.Н., Ишмурзина А.А., Кошкина К.И., Мамедова Э.М., Мищенко И.Т., Пирвердяна А.М., Репина Н.Н., Султанова Б.З., Троицкого В.Ф., Уразакова К.Р., Хусаинова З.М., и др.

Реализация результатов этих работ, а также вклад изобретателей и рационализаторов-производственников позволили в определенной степени уменьшить влияние газа на показатели эффективности и работоспособности УСШН, но в связи со снижением дебитов скважин по нефти, ростом влияния энергозатрат на себестоимость, с ужесточением экологических требований и современных требований к эффективности УСШН при добыче мультифазных жидкостей достигнутый уровень не удовлетворяет потребностям настоящего времени.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности 05.02.13 «Машины, агрегаты и процессы» (Нефтегазовая отрасль): пункту 5 - «Разработка научных и методологических основ повышения производительности машин, агрегатов и процессов и оценки их экономической эффективности и ресурса»; пункту 6 - «Исследование технологических процессов, динамики машин, агрегатов, узлов и их взаимодействия с окружающей средой».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности установок скважинных штанговых насосов для добычи газированной нефти»

Цель работы

Повышение энергоэффективности и работоспособности установок скважинных штанговых насосов при добыче газосодержащих нефтей за счет уменьшения вредного влияния попутного нефтяного газа на коэффициент

наполнения насоса и на динамический уровень в затрубном пространстве малодебитной скважины.

Задачи исследования

1 Анализ технико-технологических методов борьбы с вредным влиянием попутного нефтяного газа на работу установок скважинных штанговых насосов.

2 Аналитические исследования работы скважинного штангового насоса при низком давлении на его приеме многофазного флюида.

3 Разработка конструкции скважинного штангового насоса с сепаратором газа, интенсифицирующего процесс разделения газожидкостного потока на приеме насоса.

4 Разработка алгоритма и симулятора для ЭВМ по определению глубины подвески насоса с сепаратором газа гравитационного принципа действия, при которой минимизируются удельные энергетические затраты на откачку газожидкостной смеси.

5 Техническое обеспечение минимального давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве скважины для увеличения подачи скважинного штангового насоса и снижения нагрузок на внутрискважинное оборудование и привод установки.

Научная новизна

1 Получена уточненная аналитическая зависимость скорости изменения давления нефтеводогазового флюида в полости скважинного штангового насоса в течение цикла работы в малодебитной скважине с учетом обводненности, газового фактора, растворимости газа и относительного объема вредного пространства насоса, позволяющая рассчитывать коэффициент наполнения насоса и динамику изменения нагрузок на внутрискважинное оборудование и привод.

2 Расчетно-экспериментальным методом установлена зависимость удельных энергозатрат на подъем газожидкостных флюидов скважинными штанговыми насосами от глубины подвески сепаратора газа гравитационного принципа действия с выходом выше динамического уровня.

Теоретическая значимость

Теоретическая значимость заключается в научном обосновании зависимости скорости изменения давления в полости скважинного штангового насоса при откачке многофазной смеси из малодебитных скважин при низком забойном давлении от свойств и относительных объемов ее компонентов и вредного пространства насоса, в том числе оснащенного сепаратором газа гравитационного принципа действия созданного в процессе выполнения диссертационной работы.

Практическая значимость

1 Глубинно-насосные установки (патенты РФ №2586349 и № 2657915) со скважинным штанговым насосом, снабженным сепаратором газа гравитационного принципа действия, выход которого размещен в надпакерной зоне выше динамического уровня и приема насоса, интенсифицирует сепарацию газа с увеличением коэффициента наполнения насоса. Насосный агрегат для газированных нефтяных флюидов (Патент РФ №2698788), устанавливаемый в коллекторе около скважины, обеспечивает на устье в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве давление близкое к атмосферному, вследствие чего в них интенсифицируется естественная сепарация газа с увеличением коэффициента наполнения насоса, повышением динамического уровня и снижением нагрузок на внутрискважинное оборудование и привод в целом.

2 Симулятор для ЭВМ, позволяющий рассчитать оптимальную глубину подвески насоса с сепаратором газа на основе минимизации энергетических затрат на откачку жидкости (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №82017619269 18.08.2017), внедрен в учебный процесс в ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» на кафедре «Машины и оборудование нефтегазовых промыслов» при преподавании дисциплины «Расчет и конструирование оборудования нефтяных и газовых промыслов» бакалаврам направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» всех форм обучения.

3 Способ отбора попутного нефтяного газа и комплекс агрегатов для его осуществления (Патент РФ №2688818С1 на изобретение) внедрен в учебный

процесс в ФГБОУ ВО УГНТУ на кафедре «Механика и конструирование машин» по дисциплине «Устройство, эксплуатация и ремонт спецагрегатов и спецмашин нефтегазовой промышленности» магистрантам направления

15.04.01 «Технологические машины и оборудование».

Методология и методы исследования

Решение поставленных задач осуществлялось теоретически и экспериментально с применением базовых основ теоретической механики и теории механизмов и машин, анализа массообменных и гидродинамических процессов с использованием современных программных продуктов и компьютерного моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1 Уточненная многофакторная аналитическая зависимость скорости изменения давления газосодержащего флюида в полости скважинного штангового насоса в течение цикла.

2 Результаты численного моделирования переходных процессов, происходящих в полости скважинного штангового насоса при движении плунжера.

3 Расчетно-экспериментальный метод определения оптимальной, по критерию энергоэффективности, глубины подвески авторского штангового насоса с сепаратором газа гравитационного принципа действия с выходом выше динамического уровня с использованием разработанного алгоритма и симулятора для ЭВМ.

4 Результаты исследований по определению допустимых относительных величин вредного пространства скважинного штангового насоса при откачке многофазных скважинных флюидов.

5 Комплекс наземных агрегатов вытеснения и откачки попутного нефтяного газа из затрубного пространства для увеличения коэффициента наполнения насоса и снижения нагрузки на скважинный штанговый насос, колонны штанг и насосно-компрессорных труб и на привод.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы подтверждена согласованностью результатов теоретических и экспериментальных исследований, проведенных по общепринятым методикам; использованием фундаментальных физических законов при разработке математических моделей; апробированных численных и аналитических методов при решении исходных систем уравнений, описывающих динамику работы насосных установок.

Основные положения и результаты работы представлены на научно-технических советах и семинарах IX-Международной научно-практической конференция молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2016» (Уфа 2016); международной научно-практической конференции. Сборник материалов конференции, том II (Альметьевск, 2016); международной научно-технической конференции памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде (Уфа 2016); международной научно-технической конференции «Роль математики в становлении специалиста» (Уфа 2017); научно-методическом семинаре кафедры «Механика и конструирование машин» ФГБОУ ВО УГНТУ (Уфа, 2018); Всероссийской научно-технической конференции «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа 2019» (Уфа, 2019); международной научно-технической конференции «Современные проблемы нефтегазового оборудования» (Уфа, 2019), II Международной научно-практической конференции «Наука и технологии в нефтегазовом деле» (Армавир, 2020).

Публикации

Основное содержание работы изложено в 20 публикациях, из них 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ, 1 статья в журнале индексируемом в Scopus и Web of Science, 4 патентах на изобретения, 1 свидетельстве о государственной регистрации программы для ЭВМ, 1 монографии.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы, включающего 108 наименований; изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 48 рисунков, 3 Таблицы.

1 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НА РАБОТУ УСШН ПОПУТНОГО

НЕФТЯНОГО ГАЗА

1.1 Тенденции в нефтегазодобывающей отрасли России

Технико-экономическая эффективность добывающих скважин в значительной мере определяется степенью согласованности продуктивности скважины с производительностью насосного оборудования. Дебиты скважин на месторождениях России изменяются в диапазоне от долей единицы до сотен кубических метров в сутки. По этому признаку, т.е. его суточному дебиту, добывающие скважины делятся на категории. Одна из первых классификаций была предложена А.Н. Адониным [1].

В настоящее время эта классификация видоизменена [2] с учетом реального положения в нефтяной промышленности:

1 Малодебитные скважины - до 5 м3/сут;

2 Низкодебитные скважины - 5 - 40 м3/сут;

3 Среднедебитные скважины - 40 - 100 м3/сут;

4 Высокодебитные скважины - 100 - 500 м3/сут;

5 Сверхвысокодебитные - свыше 500 м3/сут.

Значительная доля добывающего фонда скважин на нефтяных месторождениях России относится к малодебитному и низкодебитному. При этом даже на залежах, приуроченных к высокопродуктивным коллекторам примерно 20-30% фонда добывающих скважин относятся к малодебитным и низкодебитным.

Необходимо иметь в виду, что фонд скважин с малым дебитом постоянно возрастает, так как на поздней стадии разработки многих месторождений скважины характеризуются отключением обводившихся высокопродуктивных пластов и разбуриванием участков с низкопродуктивными залежами [2; 3; 4].

Для эксплуатации мало и низкодебитных скважин в основном используются штанговые установки (УСШН); небольшой фонд скважин эксплуатируется установками штанговых винтовых насосов с поверхностным приводом (УШВН) и

установками электровинтовых насосов с погружным приводом (УЭВН), в меньшей степени установками электродиафрагменных насосов (УЭДН), установками струйных насосов с погружным приводом (УСНП), установками гидроструйных насосов с поверхностным приводом (УГСН), установками гидравлических поршневых насосов (УГПН), установками скважинных плунжерных лифтов (УСПЛ) и установками скважинных вибрационных насосов (УСВН).

В скважинах с высоким газовым факторомнефти, в частности, при поддержании пластового давления закачкой газа в нагнетательной скважины, возможно использование плунжерного лифта, определенный опыт примененияи конструктивных решений изложены в отечественных и зарубежных публикациях [5; 6; 7]. Невзирая на достоинства этого способа, заключающееся в использовании пластовой энергии для подъема флюида, применение его пока весьма незначительно из-за целого ряда технико-технологических причин.

На Рисунке 1.1 показано распределение добычи нефти по способам и дан прогноз до 2020 г. Из графика видно, что в последнее десятилетие наметилась тенденция к увеличению скважин, оснащенных УСШН, а использование УЭЦН сокращается. Это связано с преимуществами УСШН над УЭЦН при добыче нефти на месторождениях, осложненных высокой вязкостью нефти, ростом числа скважин с направленным профилем ствола, где применение УЭЦН нецелесообразно или невозможно, высоким газовым фактором и др. С помощью УСШН в мире добывается около 20 % всей нефти. В России доля скважин оборудованных СШН - более 40 %. На Рисунке 1.2 представлено распределение фонда скважин по способам эксплуатации в ведущих нефтегазовых компаниях России [8].

Рисунок 1.1 - Распределение добычи нефти по способам в мире

Рисунок 1.2 - Распределение фонда скважин по способам эксплуатации в ведущих нефтегазовых компаниях России

Фонд малодебитных скважин для бесперебойного функционирования

отвлекает значительные объемы людских и материальных ресурсов, которыми располагает нефтегазодобывающее предприятие. В связи с этим и с учетом особенностей деятельности предприятий в рыночных условиях необходимо постоянно совершенствовать методику выбора способов подъема скважинной продукции на дневную поверхность, режима работы установленного насосного оборудования, а также улучшать информационное обеспечение, необходимое для выбора и поддержания оптимальных условий эксплуатации малодебитных и низкодебитных скважин.

Задача поддержания оптимальных условий добычи нефти требует повышенного внимания к категории малодебитных скважин, большинство из которых работает на непрерывном режиме. Для обеспечения непрерывного процесса добычи применяют плунжерные насосы малых диаметров, устанавливают минимальное число качаний балансира станка-качалки и минимальную длину хода плунжера. Чтобы обеспечивать непрерывный режим откачивания жидкости, число ходов у стандартных насосов снижают от 1 до 4 в минуту, при этом используют тихоходный привод или изменяют передаточной механизм. Для периодической же откачки необходима эффективная система автоматического пуска и остановки скважины при достижении расчетного уровня жидкости в затрубном пространстве [4].

В связи с переходом несколько десятилетий назад к однотрубной системе сбора продукции скважин ситуация по поддержанию удовлетворительной работоспособности установок скважинных штанговых насосов резко обострилась из-за негативного влияния на нее попутного нефтяного газа. Вторая не менее острая проблема состояла в необходимости утилизации ПНГ [2-20], т.е. в ее сборе и переработке, что осуществлялось в небольших объемах из-за отсутствия технических возможностей, и из-за влияния на себестоимость основного элемента - нефти. Поэтому в нарушение законодательства предприятия либо сжигали ПНГ на факелах, либо сбрасывали в атмосферу. Правительство России своим Постановлением от 08.01.2009 обязало обеспечить к 2012 году утилизацию не менее 95 % от всего объема «добываемого» ПНГ и ввело жесткие штрафные

санкции в случае неисполнения. Тем не менее даже в 2013 году было сожжено 22 млрд.м3, т.е. 13 % от общей добычи. Объясняется это в первую очередь значительной разбросанностью фонда скважин на месторождениях, что можно увидеть на спутниковом снимке газовых факелов (Рисунок 1.3) и в необходимости технического обеспечения процесса утилизации, что ведет к увеличению себестоимости нефти.

Рисунок 1.3 - Спутниковое обнаружение газовых факелов в 2013 году на

территории России

Поэтому нефтедобывающие компании резко отличаются как по степени эффективного использования ПНГ, так и по объемам удельного сжигания на одну тонну добытой нефти (Таблица 1.1).

В настоящее время увеличилось число месторождений, характеризующихся высокой обводненностью и выработанностью запасов. Не соответствуют и имеющиеся в России производственные мощности и применяемые предприятиями нефтедобывающей отрасли технологии современной структуре разведанных и разрабатываемых запасов, что влечет за собой снижение показателей добычи газожидкостных смесей. Себестоимость добываемой нефти из скважин с малым дебитом значительно превышает среднюю себестоимость нефти по промыслу. Поэтому вопросы повышения технических и экономических показателей, которыми характеризуется эксплуатация малодебитных скважин становятся все

более актуальными [21].

Таблица 1.1 Удельные объемы сжигания попутного нефтяного газа в нефтедобывающих компаниях России

2015г 2017г

ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» (99,1%) 99,3%

ОАО «НОВАТЕК» (95,8%) -

ПАО «Татнефть» (94,6%) 94,26%

ПАО АНК «Башнефть» - 75,5%

ОАО «ГАЗПРОМ» (94,0%) 94,26%

ПАО «ЛУКОЙЛ» (89,5%) 95,6%

ОАО «РОСНЕФТЬ» (85,6%) 90,1%

ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ» (71,2%) 75,3%

ОАО НГК «Славнефть» - 82,1%

ПАО НК «РуссНефть» - 95,5%

Прочие производители - 50,1%

1.2 Основные параметры, характеризующие эффективность работы штанговых насосов при откачке газожидкостных смесей

В настоящее время основные нефтяные месторождения Российской Федерации находятся на поздней стадии разработки, характеризуются истощением энергии пласта и переходом на механизированные способы добычи нефти. При этом малодебитные и низкодебитные скважины эксплуатируются с применением установок скважинных штанговых насосов. Дебит добывающих скважин, эксплуатируемых с помощью УСШН, может находиться в диапазоне от нескольких десятков килограммов до четырехсот тонн в сутки. Штанговые насосы спускают в скважины на различные глубины: от десятков метров до нескольких тысяч метров,

а в некоторых скважинах до 3400 м [8].

Широкое распространение штанговых установок объясняется их простотой и надежностью. Немаловажное значение имеет экономичность и гибкость в отношении регулирования отборов нефти нужных объемов с различных глубин. Кроме того, столь широкое применение УСШН связано с простотой обслуживания работы станка-качалки и сопутствующего оборудования.

Практика показывает, что с увеличением длины хода плунжера насосной установки возрастает коэффициент подачи насоса, увеличивается коэффициент его наполнения и улучшаются энергетические характеристики установки в целом. Однако, увеличение длины хода балансирного привода приводит к росту его габаритов, массы и крутящего момента на валу редуктора [22].

В добывающей промышленности сформировались в последние десятилетия следующие направления повышения эффективности работы штанговых установок совершенствованием конструкции привода и снижением нагрузки на головку балансира [23; 24]. Это использование длинноходовых цепных приводов, насосных штанг из стекловолокна, систем анализа и оптимизации режима эксплуатации скважины насосной установки, усовершенствованных элементов колонны штанг [25; 26; 27].

Основными элементами скважинного штангового насоса являются длинный (от 2 до 8 м) цилиндр определенной конструкции и полый плунжер. В нижней части цилиндра установлен всасывающий клапан, который открывается при движении плунжера вверх. Цилиндр устанавливается на трубах. Внутри цилиндра перемещается поршень, выполненный в виде плунжера длиной от 1 до 1,5 м из гладко обработанной полой трубы. Плунжер подвешивается на колонне штанг. Плунжер оснащен, в свою очередь, нагнетательным клапаном. При ходе плунжера наверх через всасывающий клапан перекачиваемая жидкость под действием давления, действующего на приеме глубинного насоса, поступает вовнутрь цилиндра. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий клапан, увеличивается давление в подплунжерной полости цилиндра и открывается нагнетательный клапан. В результате плунжер погружается в пластовую жидкость

с открытым клапаном. Нагнетательный клапан при очередном движении вверх под собственным весом и давлением перекачиваемой жидкости, находящейся выше плунжерного пространства, закрывается. Плунжер действует на столб жидкости и поднимает его на высоту, соответствующую длине хода поршня (от 0,6 до 6 м). Далее жидкость поступает через тройник в нефтесборный трубопровод.

Полированный шток выполняет роль самой верхней штанги. Выходя на длину хода из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), полированный шток при движении вверх уменьшает подачу скважинного насоса. При ходе плунжера на длину его хода Sп вверх объем вытесняемой перекачиваемой жидкости рассчитывается по формуле:

где F - площадь сечения плунжера;

f - площадь сечения полированного штока.

При ходе плунжера вниз на длину его хода Sп еще вытесняется дополнительно некоторый объем жидкости, определяемый по формуле:

За двойной (полный) ход плунжера насоса его подача определится как сумма подач за ход вниз и ход вверх:

Если плунжер осуществляет п двойных ходов за минуту, то суточная подача составит:

Ч1=$п -Г),

(1.1)

(1.2)

Ч = Ч1 + Ч2=^П Я+БП -/ = Р-5п.

(1.3)

Q = F -Бп -п-60-24 = 1440 • F • Бп -п.

Между точкой подвеса колонны штанг и плунжером располагается длинная колонна штанг, которая рассматривается в виде упругого стержня. Поэтому перемещения плунжера ни по фазе, ни по амплитуде не совпадают с перемещением точки подвеса. Иначе говоря, длина хода плунжера Sп не равна длине хода точки подвеса S. В действительности длина хода плунжера прямому измерению не поддается. Длину хода точки подвеса можно измерить, она указывается в паспортной характеристике станка-качалки.

При определении теоретической подачи штангового насоса в формуле вместо 5П можно подставить Я:

Подача насоса фактическая (действительная) , которая замеряется на

дневной поверхности после процессов охлаждения и сепарации нефти, обычно меньше, чем теоретическая подача насоса (исключение составляют насосные скважины, характеризующиеся фонтанными периодическими проявлениями) из-за ряда причин. Коэффициент подачи глубинного насоса представляет собой отношение действительной подачи дд к теоретической подаче , учитывающий

основные факторы, которые отрицательно влияют на подачу штанговой установки

Коэффициент подачи насоса ^ для конкретной скважины представляет собой показатель, характеризующий правильность выбора режима откачки погружной установки и ее оборудования. В случае действия факторов (высокий газовый фактор, низкий динамический уровень), осложняющих эксплуатацию УСШН, не удается достичь высокого коэффициента подачи насоса, однако в некоторых случаях откачка пластовой жидкости таким способом будет оставаться все равно наиболее эффективной технологией эксплуатации.

QТ = 1440 • F • 5 • п.

(1.4)

[28]:

Л = Qд/Qт.

(1.5)

Имеются многочисленные зависимости и рекомендации для определения величины коэффициента подачи насоса. Но данный вопрос требует более точного решения, так как в реальных условиях значения коэффициентов подачи насоса, а также и КПД скважинных насосов ниже, в том числе в связи с изменением гидродинамических и физических свойств флюидов.

На величину объемного коэффициента полезного действия оказывают сильное влияние такие факторы, как: выделение при всасывании свободного газа, износ уплотнительных поверхностей деталей и узлов насоса, скорость откачки, объем воды в перекачиваемой среде, зазор между цилиндром и плунжером насоса, объем вредного пространства насоса (вредное пространство штангового насоса представляет собой объем, который заключен между нагнетательным и всасывающим клапанными узлами насоса, когда плунжер находится в крайнем нижнем положении), вязкость перекачиваемой среды, объем свободного газа, давление на приеме глубинного насоса [29; 30].

На величину коэффициента подачи штангового насоса влияют переменные и постоянные факторы [30].

К постоянным факторам относятся:

- снижение количества перекачиваемой жидкости (усадка) из-за процессов дегазации в сепараторах и поверхностного охлаждения;

- влияние объема свободного газа в перекачиваемой среде;

- уменьшение длины полезного хода плунжера в сравнении с длиной хода точки подвеса насосных штанг за счет возникающих упругих деформаций в колонне насосных труб и штанг.

К переменным факторам, которые изменяются во времени, относятся:

- потери из-за утечек через негерметичности резьбовых соединений насосно-компрессорных труб, подвергающихся постоянно знакопеременным нагрузкам;

- потери из-за утечек через зазор между плунжером и цилиндром, зависящие наличия абразивных частиц в перекачиваемой жидкости и от величины износа узлов насоса;

- потери в виде утечек в клапанных узлах насоса вследствие коррозии и

износа.

Количество потерь, относящихся к переменным факторам сложно определить расчетным методом, кроме утечек через зазор между цилиндром и плунжером. Это приводит к тому, что величина коэффициента подачи п повторно спущенного насоса в скважину вначале незначительно снижается из-за приработки плунжерной пары, а далее стабилизируется и долгое время практически не изменяется. Вновь значительно величина коэффициента подачи п понижается, когда наступает прогрессирующий износ клапанных узлов, их седел и увеличивается зазор между цилиндром и плунжером. Также может наблюдаться резкое снижение величины коэффициента подачи насоса из-за неплотностей и отворотов в муфтовых соединениях и возможного смещения втулок насосов [31].

Поэтому, общий коэффициент подачи глубинного насоса можно определить как произведение коэффициентов, которые учитывают влияние различных факторов:

Кпод = (16)

где ^ - коэффициент наполнения цилиндра насоса пластовой жидкостью, который учитывает влияние свободного газа;

- коэффициент, который учитывает влияние снижения длины перемещения плунжера;

^з - коэффициент утечек, который учитывает наличие неизбежных потерь пластовой жидкости при работе штангового насоса;

- коэффициент усадки, который учитывает снижение объема пластовой жидкости при попадении в емкость на поверхности [29].

Коэффициент наполнения цилиндра штангового насоса ^ можно определить как отношение объема пластовой жидкости, которая поступает в насос, к общему объему газожидкостной смеси (ГЖС) [30]:

— = =-V" = — , (1.7)

11 Уем уж+УГ 1+Уг/Уж 1+я к >

где Я - газовый фактор при давлении РПР и температуре ТПР на приеме глубинного насоса;

УГ - объем свободного газа;

УЖ - объем пластовой жидкости;

УСМ - объем газожидкостной смеси.

В формуле (1.7) не учитывается наличие внутри насоса вредного пространства и влияния его на величину коэффициента наполнения при перекачке газожидкостной смеси, поэтому величина , рассчитанная по формуле (1.7), имеет завышенное значение [32].

При движении плунжера в нижнее положение ГЖС сжимается под ним до такого давления, которое равно давлению, создающемуся в надплунжерном пространстве (это давление является достаточно большим). Во вредном пространстве газ растворяется в перекачиваемой жидкости. При последующем движении в верхнее положение давление в подплунжерном пространстве уменьшается; выделяется растворенный газ, задерживается процесс открытия всасывающего клапана, до тех пор, пока давление не снизится до давления на приеме. Из-за этого в подплунжерное пространство поступает меньший объем ГЖС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Азизов Амир Мурад аглу, 2021 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Адонин, А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами [Текст] / А.Н. Адонин. - М.: Недра, 1979. - 213 с.

2 Уразаков, К.Р Насосные установки для малодебитных скважин: учебное пособие [Текст] / Уразаков К.Р, Жулаев В.П., Булюкова Ф.З., Молчанова В.А. - Уфа: УГНТУ, 2014. - 235 с.

3 Ивановский, В.Н. СШНУ и УЭЦН: состояние и перспективы [Текст] / В.Н. Ивановский // Нефтегазовая вертикаль. - 2007. - №2. -С. 64-65.

4 Ануфриев, О.Н. Скважинное оборудование для ОРЭ: перспективы производства [Текст] / О.Н. Ануфриев // Инженерная практика. - 2010. - №1. - С. 93-95.

5 Патент 2630512 РФ. Установка скважинного плунжерного лифта [Текст] / А.М. Азизов, К.Р. Уразаков, А.М. Исхаков, Б.Х. Ишмухаметов, А.М. Азизов // Заявка № 2016120386, 25.05.2016.

6 Сулейманов, А.Б. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений [Текст] / А.Б. Сулейманов, Р.П. Кулиев, Э.И. Саркисов, Карапетов К.А. - М.: Недра, 1986.

7 Джеймс, Ли Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин [Текст] / Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл // Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.

8 Гилаев, Г.Г. Современные методы насосной добычи нефти [Текст] / Г.Г. Гилаев, Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков. - Уфа: Изд-во «Восточная печать», 2016. - 412 с.

9 Картамышева, Е.С. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации [Текст] / Е.С. Картамышева, Д.С. Иванченко // Молодой ученый. - 2017. - №25. - С.120-124.

10 Щерба, В.А. Проблемы и перспективы утилизации попутного нефтяного газа в Российской Федерации [Текст] / В.А. Щерба, А.Ш.С. Гомес, К.А. Воробьев // Проблемы региональной экологии. - №1. - 2019. -С.139-144.

11 Гизбрехт, Д.Ю. Сбор и использование попутного нефтяного газа в ОАО АНК «Башнефть» [Текст] / Д.Ю. Гизбрехт, В.Н. Князев, И.Н. Гаранин // Территория Нефтегаз. - №2. - 2011. - С.42-47.

12 Всемирный банк // Новые данные по сжиганию газа. - 10 июля 2017. [Электронный ресурс]. Доступно по адресу: http: //www.worldbank.org/en/news/feature/2017/07/10/new-gas-flaring-data-shows-mixed-results (на английском языке).

13 Зубин, Б. Всемирный банк // GGFR. Международное партнерство: Инициатива «Нулевое рутинное сжигание к 2030 году». - 6 декабря 2017. -[Электронный ресурс] / Б. Зубин и Ф. Сукре // Доступно по адресу: http://www. olade.org/wp-content/ uploads/2017/12/PANEL-2-World-Bank-Presentation-Buenos-Aires-0LADE-Ministerial-1.pdf (на английском языке).

14 Компания Аспен // Низкозатратный метод снижения сжигания -СПГ ПРО, восстановление природного газа, кондиционирование газа, производство электроэнергии и искусственный подъем. - 2017. -[Электронный ресурс]. Доступно по адресу: http://aspenesco.com/uploads/3/4/8/5/34851592/ngl_pro_brochure_-_aspen.pdf (на английском языке).

15 Кирюшин, П. А. Попутный нефтяной газ в России: «Сжигать нельзя, перерабатывать!» Аналитический доклад об экономических и экологических издержках сжигания попутного нефтяного газа в России.

[Текст] / П. А. Кирюшин, А. Ю. Книжников, К. В. Кочи, Т. А. Пузанова, С. А. Уваров. - М.: Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2013. - 88 с.

16 Книжников, А. Ю. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России - 2017. [Текст] / А. Ю. Книжников, А. М. Ильин. - М.: WWF России, 2017. - 34 с.

17 Оздоева, А. Х. Выбор технологий полезного использования попутного нефтяного газа на основе экономических оценок: Дис. ... канд. эконом. наук [Текст] / А. Х. Оздоева. - М., 2016. - 170 с.

18 Способы утилизации попутного нефтяного газа в России // Всемирный фонд дикой природы (WWF) // Компания Сибур. - 2017. -[Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sibur.ru/upload/iblock/a70/ a70036cc7e90e0b2be004a04efb7bf3a.pdf.

19 Центр Колумбии по устойчивым инвестициям // Сжигание газа: как не тратить ценный ресурс. - 16 сентября 2016. - [Электронный ресурс]. Доступно по адресу: http://blogs.ei.columbia.edu/2016/09/16/flarmg-gas-how-not-to-waste-a-valuable-resource/ (на английском языке).

20 Ивановский, В.Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти. [Текст] / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, A.A. Сабиров и др. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 с.

21 Власов, В.В. Эффективность применения стандартного скважинного насоса в процессе откачки многокомпонентной жидкости [Электронный ресурс] / В.В. Власов. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. - 2003. - № 2. URL: http://ogbus.ru/authors/Vlasov/Vlasov_2.pdf.

22 Жулаев, В.П. Приводы скважинных штанговых насосов: учебное пособие [Текст] / В.П. Жулаев, К.Р. Уразаков, М.М. Ахтямов и др. - Уфа, Изд-во УГНТУ, 2010. - 110 с.

23 Валовский, В.М. Цепные приводы скважинных штанговых насосов [Текст] / В.М. Валовский, К.В. Валовский. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - 490 с.

24 Тахаутдинов, Ш.Ф. Цепные приводы скважинных штанговых насосов [Текст] / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В.М. Валовский, К.В. Валовский. - М.: Изд. «Нефтяное хозяйство», 2014. - 448 с.

25 Круман, Б.Б. Глубинно-насосные штанги [Текст] / Б.Б. Круман. -М.: Недра. 1977. - 181 с.

26 Бахтизин, Р.Н. Насосные штанги [Текст] / Р.Н. Бахтизин, Р.Р. Ризванов, К.Р. Уразаков, Т.А. Хакимов. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело» 2012. - 80 с.

27 Валовский, К.В. К вопросу об эффективности использования стеклопластиковых штанг при эксплуатации УСШН скважин средней глубины [Текст] / К.В. Валовский // Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана - Научные труды: сб.науч.тр. / ТатНИПИНефть. М.: НП Закон и порядок, 2006. - С.395-411.

28 Юрчук, А.М. Расчеты в добычи нефти [Текст] / А.М. Юрчук. - М.: Изд-во «Недра», 1969. - 240 с.

29 Пирвердян, A.M. Гидромеханика глубинно-насосной эксплуатации [Текст] / А.М. Пирвердян. - М.:1. Недра, 1965. - 192 с.

30 Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти [Текст] / И.Т. Мищенко. - М.: Нефть и газ, 2003. - 816 с.

31 Газаров, А.Г. Особенности эксплуатации установок СШН в скважинах с осложненными геолого-техническими условиями [Текст] / А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, Ю.В. Пчелинцев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2002. - №11.

32 Азизов, А.М. Зависимость коэффициента наполнения скважинного штангового насоса от объема вредного пространства [Текст] /

К.Р. Уразаков, А.С. Топольников, А.Д. Азизов, Ф.Ф. Давлетшин // Эл. журнал «Нефтегазовое дело», - 2017. - №4. - С. 6-25.

33 Бахтизин, Р.Н. Добыча нефти штанговыми установками в осложненных условиях [Текст] / Р.Н Бахтизин, К.Р. Уразаков, А.С. Топольников и др. - Уфа: УГНТУ, 2016. - 172 с.

34 Лепехин, Ю.Н. Анализ эксплуатационных факторов, влияющих на работу штанговых колонн [Текст] / Ю.Н. Лепехин, Н.Г. Желтовский, В.П. Столбова // Сб. научных трудов ЗапСибНИГНИ. Особенности освоения месторождений Тюменского Заполярья. - Тюмень, 1985. - С. 14-15.

35 Кудинов, В.И. Основы нефтегазопромыслового дела [Текст] / В.И. Кудинов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. Удмуртский университет, 2004. - 720 с.

36 Ивановский, В.Н. Программный комплекс «Автотехнолог» универсальный инструмент для оптимизации работы системы «пласт-скважина-насосная установка» [Текст] / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, A.A. Сабиров и др. // Территория Нефтегаз, 2006. - №2. - С. 12-17.

37 Ивановский, В.Н. Программный комплекс «Автотехнолог» универсальный инструмент для оптимизации работы системы «пласт-скважина-насосная установка» [Текст] / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, A.A. Сабиров и др // Территория Нефтегаз, 2006. - №3. - С. 10-15.

38 Ивановский, В.Н. Некоторые особенности применения

программного комплекса «Автотехнолог» для подбора винтовых насосов [Текст] / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев и др. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2002. - №8. - С. 11-15.

39 Грон, В.Г. Влияние сепарации газа у приема насоса на физические и гидродинамические характеристики потока откачиваемой продукции

скважины (на примере Талинского месторождения) [Текст] / В.Г. Грон, И.Г. Мищенко // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1994. - №2.

40 Кошкин, К.И. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса [Текст] / К.И. Кошкин, Н.С. Сидорин // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. - 1978. - №5.

41 Мищенко, И.Т. Экспресс-метод определения давления на приеме штанговых глубинных насосов [Текст] / И.Т. Мищенко, С.Б. Ишемгужин // Нефтепромысловое дело. Рефер. науч.-техн. сб. ВНИИОЭНГ, 1971. - №1. -С.18-20.

42 Азизов, А.М. Влияние затрубного газа на установку скважинных штанговых насосов [Текст] / А.М. Азизов, С.Г. Зубаиров, Т.И. Салихов // «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа. Проблемы, исследования и инновации» УГНТУ - 2019: сб.статей, докл. и выступлений Всероссийской науч.-техн.конф. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2019. - С.108.

43 Муравьев, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст] / В.М. Муравьев. - М.: Недра, 1973. - 384 с.

44 Силаш, А.П. Добыча и транспорт нефти и газа [Текст] /. А.П. Силаш // Ч.1; Пер. с англ. / Под ред. Р.Ш. Мингареева. - М.: Недра, 1980. - 375 с.

45 Азизов, А.М. Исследование влияния давления на приеме насоса и объема вредного пространства на коэффициент наполнения штангового насоса с газосепаратором [Текст] / А.М. Азизов, К.Р. Уразаков, И.А. Мухин, Ф.Ф. Давлетшин // Журнал «Нефтегазовое дело», 2017. - №2. - С. 116-120.

46 Амирханов, Р.Х. Перевод малодебитных скважин на режим медленного хода насоса [Текст] / Р.Х. Амирханов, Р.Р. Амирханов // Нефтяное хозяйство, 1989. - №9. - С.66-68.

47 Азизов, А.М. Методика определения глубины установки газового сепаратора в добывающей скважине [Текст] / А.М. Азизов, К.Р. Уразаков,

А.М. Азизов, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов // Журнал «Нефтяное хозяйство», 2015. - №12. - С. 116-120.

48 Уразаков, К.Р. Механизированная добыча нефти (сборник изобретений) [Текст] / К.Р. Уразаков. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. - 329 с.

49 Дрэготэску, Н.Д. Глубинно-насосная добыча нефти [Текст] / Н.Д Дрэготэску. // Перевод с румынского Петрова П.А. / Под ред. М.А. Геймана. -М.: Недра, 1966. - 418 с.

50 Семенов, В.В. Технологические процессы и технологические средства обеспечивающие эффективную работу глубинного плунжерного насоса [Текст]: автореф. дисс. ... докт. техн. наук: 05.02.13, 05.16.09 / В.В Семенов. - Уфа, 2010. - 44 с.

51 Патент 2496971 РФ. Автоматическое устройство для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб [Текст] / К.Р. Уразаков, Р.И. Вахитова, Э.В Абрамова. и др. // Заявка:2012106234/03, 21.02.2012.

52 Патент №2081998 РФ Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами [Текст] / В.Л. Грабовецкий // Заявка:93051749/03, 09.11.1993.

53 Адонин, А.Н. Работы насосной установки на больших глубинах [Текст] / А.Н. Адонин, И.Г. Белов // Труды АзНИИ ДН, выпуск I. Азнефтеиздат, 1954. - С. 80-112.

54 Валеев, М.Д. Глубинно-насосная добыча вязкой нефти [Текст] / М.Д. Валеев, М.М. Хасанов. - Уфа: Башкирское кн. изд-во. - 1992. - 150 с.

55 Рабаев, Р.У. Методы утилизации попутного затрубного нефтяного газа [Текст] / Р.У. Рабаев, В.В. Белозеров, В.А. Мочанова // Журнал «Нефтегазовое дело». УГНТУ. - №2, том 17, - 2019. - С. 88-93.

56 Гадиев, С.У. Особенности эксплуатации кустовых скважин [Текст] / С.У. Гадиев. - М.: Гостоптехиздат, - 1963. - 122 с.

57 Ришмюллер, Г. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами [Текст] / Г. Ришмюллер, X. Майер. // Терниц, Австрия: Шёллер-Блекманн ГмбХ, 1988. - 150 с.

58 Молчанов, А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебник для техникумов [Текст] / А.Г. Молчанов, В. Л. Чичеров. - М.: Недра. 1983. - 308 с.

59 Агамалов, Г.Б. Повышение эффективности эксплуатации глубинных скважин с высоким газосодержанием [Текст] / Г.Б. Агамалов. // Автореферат, Уфа. - 2005. - 25 с.

60 Гиматудинов, Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / Ш.К. Гиматудинов. Добыча нефти. - М.: Недра, 1983, - 455 с.

61 Адонин, А.Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи [Текст] / Адонин А.Н. - М.: Недра, 1964. - 216 с.

62 Мамедов, Э.М. Влияние структуры газожидкостных смесей и величины вредного пространства на коэффициент наполнения насоса [Текст] / Э.М. Мамедов. // Автореферат. - Уфа. - 1968. - 18 с.

63 Мамедов, Э.М. Влияние вредного пространства на выделение газа из метастабильного раствора на величину коэффициента наполнения насоса [Текст] / Э.М. Мамедов, Н.Н. Репин, Г.А. Бабалян // Журнал «Нефть и газ», -№6. - 1968.

64 Репин, Н.Н. Эксплуатация глубиннонасосных скважин [Текст] / Н.Н. Репин, В.Р. Еникеев, О.М. Юсупов и др. - М.: изд-во «Недра», 1971. -С.168.

65 Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти [Текст] / И.Т. Мищенко -М.:Недра, 1989. - 245 с.

66 Азизов, А.М. Глубиннонасосная установка для нефтей с высоким газовым фактором [Текст] / Азизов А.М. // IX- Международная научно-

практическая конференция молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2016». Сборник материалов конференции, Том II. -Уфа, Изд-во «Нефтегазовое дело». - 2016. - С. 37-38.

67 Азизов, А.М. Методы снижения вредного влияния свободного газа на рабочую характеристику штангового насоса [Текст] / Азизов А.М. // Тезисы конференции памяти А.Х. Мирзаджанзаде. УГНТУ, Уфа. - 2016, - С. 98-100.

68 Азизов А.М. Методика расчета технологических параметров штанговой насосной установки при подъеме нефтей в осложненных условиях [Текст] / Азизов А.М. // Международная научно-практическая конференция. Сборник материалов конференции, Том II.-Альметьевск, Изд-во «АГНИ», 2016, - С.405-408.

69 Brill, J.P. Multiphase flow in wells. [Текст] / J.P. Brill, H.K. Mukherjee. // SPE, 1999. - 384 p.

70 Dranchuk, P.M. Calculation of Z - factors for natural gases using equations of state [Текст] / Dranchuk P.M., Abu-Kassem J.H. // J. Cdn. Pet. Tech. 1975. Vol.14. - Pp. 34-36.

71 Standing, M.B. Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems [Текст] / M.B. Standing. // - SPE, 1981. - 124 p.

72 James, P. Brill Kumar Multiphase flow in wells [Текст] / James P. -SPE, 1999. - 384p.

73 Уразаков, К.Р. Справочник по добыче нефти [Текст] / К.Р. Уразаков, А.В. Дашевский, С.Е. Здольник и др. - СПб: ООО «Недра», 2006. -448 с.

74 Уразаков, К.Р. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. - 2014. -№1. - С. 90 - 93.

75 Азизов, А.М. Методика снижения влияния свободного газа на эффективность работы скважинного насоса [Текст] / К.Р. Уразаков, А.М. Азизов, И.А. Мухин, А.В. Щелоков // Журнал «Нефтегазовое дело». - 2017. -№2. - С. 58-62.

76 Азизов, А.М. Влияние давления на приеме штангового насоса с газосепаратором на его подачу [Текст] / Уразаков К.Р., Азизов А.М., Мухин И.А, Щелоков А.В. // Журнал «Нефтегазовое дело». - 2017. - №2. - С. 116-120.

77 Степанова, И.С. Расчеты потерь напора в клапанах глубинных насосов [Текст] / И.С. Степанова. // Тр. АзНИПИнефть. - Баку, 1973. - Вып. 27.

78 Корн, Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров [Текст] / Корн Г., Корн Т. - М.: Наука. 1974. - 832 с.

79 Хайрер, Э. Решение обыкновенных дифференциальных уравнений. Нежесткие задачи [Текст] / Хайрер Э., Нерсетт С., Ваннер Г. - М.: Мир, 1990. - 512 с.

80 Гумеров, А.Г. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти [Текст] / А.Г. Гумеров, Л.Г. Колпаков, М.Г. Бажайкин и др. - М.: Недра, 1999. - 295 с.

81 Мошков, В.К. Бустерная насосная установка как средство эффективного снижения давления в системе сбора нефти на Калегинском месторождении НГДУ «Арланнефть» [Текст] / В.К. Мошков, В.В. Куршев, С.А. Виденеев и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2000. - №12. - С.28-33.

82 Гизбрехт, Д.Ю. Комплексные инжиниринговые решения по сбору и подготовке нефти на Арланском месторождении [Текст] / Д.Ю. Гизбрехт, В.К. Мошков, С.Ф. Пивовапров, И.Н. Гаранин // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №7. - С.106-108.

83 Патент 2310771 РФ Способ откачки пластовой жидкости из скважин и погружная насосная установка для его осуществления [Текст] / С.А. Ефремов, А.А. Лобанов // - Бюл. №32. Опубл. 20.11.2007.

84 Афанасьев, В.А. Глубиннонасосная эксплуатация скважин Западной Сибири с высоким газовым фактором и давлением насыщения нефти [Текст] / В.А. Афанасьев, Л.Ф. Волков, С.М. Подкорытов и др. // Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений: Обзор.информ. ВНИИОЭНГ. - М., 1988. - Вып.18. - 44 с.

85 А.с. 590482 (СССР) Глубинный штанговый насос [Текст] / С.Г. Зубаиров, Т.А. Султанов, Т.А. Утемисов // Открытия. Изобретения. - 1978. -Бюл. №4.

86 Зубаиров, С.Г. Глубинный насос с гидравлическим утяжелителем низа колонны штанг [Текст] / С.Г. Зубаиров, Б.З. Султанов, А.А. Ишмурзин // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1974. - №11.

87 Зубаиров, С.Г. Скважинный штанговый насос с газосепаратором и гидроутяжелителем штанговой колонны [Текст] / С.Г. Зубаиров, Т.А. Утемисов // Сб.тез.докл.республ.науч.-техн.конф. - Уфа, 1981. - С38-39.

88 Зубаиров, С.Г. Пути улучшения энергетических показателей работы насосной установки [Текст] / С.Г. Зубаиров // Проблемы нефтегазового комплекса России: Тез.докл. Всероссийской науч.-техн. конф. - Уфа, Изд-во УГНТУ, 1995. - С.93.

89 Зубаиров, С.Г. Проектирование штанговых насосных установок для осложненных условий эксплуатации [Текст] / С.Г. Зубаиров. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - 157 с.

90 Патент 2586349 РФ. Глубинно-насосная установка [Текст] / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, И.А. Мухин, А.М. Азизов // Опубл.: 10.06.2016. Бюл. №16.

91 Скобло, А.И. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности [Текст] / А.И. Скобло, И.А. Трегубова, Ю.К. Молоканов // - М.: Химия, 1982. - 584 с.

92 Лаптева, Е.А. Матаматические модели и расчет тепла массообменных характеристик аппаратов [Текст] / Е.А. Лаптева, Т.М. Фарахов Под ред. А.Г.Лаптева. - Казань: Отчество, 2013. - 182 с.

93 Гилл, Ф. Практическая оптимизация [Текст] / Ф. Гилл, У. Мюррей, М. Райт. // Пер. с англ. - М.: Мир. 1985. - 509 с.

94 Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2017619269. Симулятор для расчета оптимальной глубины подвески штангового насоса с сепаратором [Текст] / Уразаков К.Р., Бахтизин Р.Н., Мухин И.А. Азизов А.М. // Номер заявки: 2017616113. Дата регистрации: 26.06.2017. Дата публикации: 18.08.2017.

95 Андреев, В.В. Энергетический анализ добычи нефти штанговыми установками [Текст] / В.В. Андреев // Тр. БашНИПИнефть. - 1994. - Вып.88.

- С.42-46.

96 Гизатуллин, Ф.А. Анализ режимов работы электроприводов штанговых скважинных насосных установок [Текст] / Ф.А. Гизатуллин, М.И. Хакимьянов // Электротехнические и информационные комплексы и системы.

- 2017. - №1, Т.13. - С.11-18.

97 Хакимьянов, М.И. Проблемы повышения энергетических характеристик электроприводов скважинных штанговых насосов [Текст] / М.И. Хакимьянов, Ф.Ф. Хусаинов, И.Н. Шафиков // Электротехнические системы и комплексы. - 2017. - №2 (35). - С. 35-40.

98 Вахитова, Р.И. Энергопотребление установок электроцентробежных насосов при добыче обводненных нефтей [Текст] / Р.И. Вахитова, В.А. Молчанова // Территория Нефтегаз. - 2016. - №12. - С.112-118.

99 Lao, L. Application and effect of buoyancy on sucker rod string dynamics [Текст] / L. Lao, H. Zhou // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2016. - Vol. 146. - Pp. 264-271.

100 Bakhtizin, R.N. Dinamik model of a Rod Pump Installation for inklined [Текст] / Bakhtizin R.N., Urasakov K.R., Ismagilov S.F., Topol'nikov A.S., Davletshin F.F. // SOCAR Proceedings pp 74-82; doi:10.5510/ogp20170400333.

101 Патент 2688818 РФ. Способ отбора попутного нефтяного газа и комплекс агрегатов для его осуществления [Текст] / Р.Н. Бахтизин, С.Г. Зубаиров, Д.И. Чистов, А.М. Азизов // Заявка на патент №2018127905 от 30.07.2018.

102 РД 153-39ю1-252-02. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть» [Текст]. -Утвержд. 18.06.2002.

103 Валовский, В.М. Эксплуатация скважин установками штанговых насосов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений [Текст] / В.М. Валовский и др. - М.: Нефтяное хозяйство, 2016. - 592 с.

104 Патент 2567571 РФ. Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины [Текст] / С.М. Фаткуллин, А.М. Валеев, А.В. Севастьянов, Ю.В. Нигай, Р.М. Ахметзянов // Опубл.10.11.2015. Бюл.№31.

105 Патент 2630490 РФ. Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины [Текст] / Р.М. Ахметзянов, М.Д Валеев, Д.В. Шаменин, М.А. Багаутдинов // Бюл. №26. Опубл.11.09.2017.

106 Патент 2698788 РФ. Насосный агрегат для газированных нефтяных флюидов [Текст] / Р.Н. Бахтизин, С.Г. Зубаиров, А.М. Азизов // Заявка на патент №2018127040 от 23.07.2018.

107 Азизов, А.М. Комплексный подход к снижению влияния попутного нефтяного газа на эффективность работы штанговых насосных

установок [Текст] / А.М. Азизов, С.Г. Зубаиров, К.Р. Уразаков, Р.В Усманов // Журнал «Нефтегазовое дело», 2019. - Т.17. - №3. - С. 106-112.

108 Азизов, А.М. Влияние затрубного газа на установку скважинных штанговых насосов [Текст] / А.М. Азизов // Всероссийская науч.-техн. конференция «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа 2019» Сборник материалов конференции. - Уфа, Изд-во «Нефтегазовое дело», 2019. - С. 108109.

ПРИЛОЖЕНИЯ