Разработка техники добычи высоковязких нефтей штанговыми насосами при кустовом размещении скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.07, доктор технических наук Зубаиров, Сибагат Гарифович

• Зубаиров, Сибагат Гарифович
• доктор технических наук
• 2000

Оглавление диссертации доктор технических наук Зубаиров, Сибагат Гарифович

Введение.

1. Анализ современного состояния добычи нефти из кустовых и наклонно направленных скважин.

1.1. Анализ тенденций в строительстве и эксплуатации скважин.

1.2. Основные проблемы при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками.

2. Аналитические исследования нагруженного состояния нефтепромысловых колонн штанговых насосных установок в искривленных скважинах.

2.1. Определение приведенного коэффициента трения насосных штанг о трубы.

2.1.1. Исследование влияния желобообразования на силы трения нефтепромысловых колонн.

2.1.2. Особенности взаимодействия ленточных элементов штанговых колонн с насосно-компрессорными трубами.

2.2. Исследование усилий в колонне штанг скважины с обобщенным профилем в различные фазы цикла работы штангового насоса.

2.3. Расчетно-экспериментальный способ определения коэффициента трения в скважинных условиях.

3. Экспериментальные исследования нагруженного состояния нефтепромысловых колонн.

3.1. Разработка технических средств для исследования усилий в штанговых колоннах.

3.2. Промысловые исследования распределения осевых сил по длине колонн штанг.

3.3. Исследование сил сопротивления перемещению плунжера вниз в скважинных условиях.

4. Разработка новой техники для повышения работоспособности нефтепромысловых колонн и расширения функциональных возможностей скважинных штанговых насосов.

4.1. Разработка замковых опор гидравлического принципа действия для вставных скважинных насосов.

4.2. Разработка скважинного штангового насоса для осложненных условий эксплуатации.

4.3. Конструирование колонн насосных штанг для искривленных скважин.

4.4. Проектирование стендов для исследований механизмов свинчивания-развинчивания нефтепромысловых колонн.

4.5. Исследование характеристик механических ключей и динамических процессов при свинчивании элементов колонн.

4.6. Совершенствование универсального механического ключа.

5. Разработка техники эксплуатации кустовых скважин безба-лансирными групповыми приводами штанговых насосов.

5 Л. Пути улучшения энергетических и эксплуатационных показателей работы насосных установок.

5.2. Разработка безбалансирных групповых приводов штанговых насосов.

5.3. Аналитическое исследование кинематики и динамики безбалансирных групповых приводов штанговых насосов.

5.4. Сравнительный анализ технологических возможностей группового безбалансирного привода и станка-качалки.

5.5. Технологические схемы размещения безбалансирных групповых приводов на кустовых скважинах.

6. Разработка и исследование винтовых насосных установок с поверхностными приводами.

6.1. Анализ опыта эксплуатации винтовых насосных установок с поверхностными приводами.

6.2. Обоснование режимных параметров работы винтовых насосных установок с поверхностными приводами.

6.3. Проектирование тихоходных поверхностно приводных винтовых установок для эксплуатации малодебитных скважин.

6.4. Проектирование широкофункциональных винтовых насосных установок с поверхностными приводами.

6.5. Промысловые исследования работоспособности и функциональных возможностей тихоходных винтовых установок с поверхностными приводами.

6.6. Снижение напряженного состояния штанговых колонн винтовых поверхностно приводных установок.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка техники добычи высоковязких нефтей штанговыми насосами при кустовом размещении скважин»

В странах бывшего СССР число действующих скважин в 1997 году составило 123970, причем в России - 75880, а в странах СНГ около 20 тысяч скважин эксплуатировались с помощью штанговых скважинных насосных установок ШСНУ, т.е. 77,8%. Такие пропорции характерны для всех длительно эксплуатируемых месторождений. Так, например, эксплуатационный фонд Татарстана насчитывал в 1997 году 20600 скважин, из них 72,8% эксплуатировались ШСНУ. Следует отметить, что по мере истощения пластовой энергии относительное количество скважин, эксплуатируемых с помощью ШСНУ, неуклонно растет. При этом востребованность ШСНУ будет достаточно длительной, так как при сохранении современных годовых объемов добычи обеспеченность запасами нефти в мире достигает 40 лет, а в России- 21,7 года.

Современное состояние нефтяной промышленности характеризуется прогрессирующим вводом в разработку трудноизвлекаемых источников углеводородного сырья, среди которых основную группу составляют высоковязкие нефти (ВВН). Так, на территории только Вол го-Уральского нефтеносного бассейна к концу 80-х годов было выявлено более 470 залежей ВВН. Добыча ВВН ведется также в Архангельской, Томской и Тюменской областях. Общепризнано, что добыча ВВН сопровождается усложнением работы оборудования насосных установок, снижением межремонтного периода скважин.

Характерной особенностью современного этапа нефтедобывающей отрасли является переход к разработке месторождений наклонно направленными (ННС), преимущественно, кустовыми скважинами. В частности, в Татарстане таких скважин в 1997 году было около 13000, что составляло 87% от числа скважин с ШСНУ. Использование ННС вызвано требованиями экологии и экономической целесообразностью, но сопровождается рядом технико-технологических осложнений. К ним, в первую очередь, относятся интенсивный износ труб и штанг на участках искривления, рост амплитуды и максимальной нагрузки на штанги за счет сил трения.

Другой особенностью является введение в эксплуатацию месторождений природных битумов, извлекаемые запасы которых в мире (70 млрд.т) сопоставимы с запасами обычных и тяжелых нефтей. В России наиболее крупные месторождения битумов находятся в Татарстане, республиках Соха и Коми, Архангельской и Оренбургской областях. При добыче битумов, не взирая на малую глубину залегания, возникают большие трудности, связанные с отсутствием техники, способной откачивать высоковязкие среды с удовлетворительными технико-экономическими показателями. Наиболее перспективными для таких месторождений являются винтовые насосы с малыми частотами вращения, которые могут быть обеспечены поверхностными приводами.

Важнейшим естественным осложнением при добыче нефти является интенсивное отложение асфальто-смоло-парафинов (АСПО), что особенно негативно сказывается на работе ШСНУ в ННС, так как увеличиваются нагрузки на все элементы оборудования при ходе вверх, а при ходе вниз часто наблюдается "зависание" штанг.

Тем не менее, опыт эксплуатации показывает, что благодаря широким функциональным возможностям, простоте конструкции и удобству обслуживания штанговых установок с поверхностным приводом, они не только наиболее рентабельны, но и зачастую безальтернативны. При этом многие проблемы, трудноразрешимые при возвратно-поступательном движении колонны штанг в ШСНУ, достаточно просто преодолеваются при использовании вращательного движения штанг для передачи энергии рабочему органу, т.е. при использовании поверхностно-приводных штанговых винтовых насосных установок.

Итак, учитывая массовость эксплуатируемых штанговых установок, их широкие функциональные возможности, отвечающие тенденциям развития нефтедобывающей промышленности, можно констатировать актуальность научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новой техники добычи высоковязких нефтей, эмульсий и битумов штанговыми насосными установками с поверхностными приводами из наклонно направленных скважин.

Цель работы заключается в разработке уточненных методов расчета и новых технических решений для улучшения функциональных возможностей, работоспособности и рентабельности штанговых насосных установок при добыче высоковязких нефтей из наклонно направленных скважин, в том числе кустовых, основанных на теоретических и экспериментальных исследованиях.

Достижение поставленной цели требует решения следующих задач.

1. Анализ и обобщение современного состояния техники добычи нефти из кустовых наклонных скважин штанговыми насосными установками.

2. Теоретические и экспериментальные исследования осевых и прижимающих сил в штанговой колонне, эксплуатируемой в скважине с многоинтервальным профилем.

3. Исследование напряженного состояния элементов штанговой колонны на искривленных и наклонных участках и разработка технических решений для повышения работоспособности нефтепромысловых колонн.

4. Разработка схем, технических проектов и аналитическое исследование кинематики и динамики одно- и двуподвижного безбалансирного группового привода с фазовой регулировкой для кустового расположения скважин.

5. Разработка многоцелевого комплекса промышленных стендов для испытаний механизмов свинчивания и развинчивания штанг и труб с целью повышения работоспособности названных механизмов и резьбовых соединений нефтепромысловых колонн.

6. Разработка поверхностноприводных штанговых винтовых насосных установок для мало- и среднедебитных скважин с высоковязкими флюидами и их промысловые испытания.

Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлены или уточнены качественные и количественные показатели работы штанговых и трубных колонн в наклонно направленных скважинах при возвратно-поступательных и вращательных движениях, на основе которых разработаны и получены:

- закономерности изменения прижимающих и растягивающих усилий в колонне штанг, работающей в скважине с обобщенным профилем в различные моменты цикла работы ШСНУ и винтовых поверхностноприводных установок, легко адаптируемые к конкретному профилю и удобные для расчета на ПЭВМ;

- косвенные и прямые способы определения длины сжатого участка колонны штанг при ходе вниз, обеспеченные соответствующими приборами и устройствами;

- экспериментально-теоретический способ определения коэффициента трения между штанговой и трубной колоннами в скважинных условиях и получены их значения;

- закономерности увеличения сил трения штанговой колонны о трубы за счет желобообразования в процессе эксплуатации, которые предлагается учитывать с помощью приведенных коэффициентов трения, количественно оценены интервалы их изменений, найдены оптимальные соотношения диаметров нефтепромысловых колонн;

- методы расчета сил трения и принципы конструирования штанговых колонн с ленточными вставками и пластинчатыми скребками и их размеры для применяемых диаметров насосно-компрессорных труб;

- принципы проектирования поверхностно-приводных штанговых винтовых насосных установок для эксплуатации мало- и среднедебитных скважин в режиме энергосбережения;

- решения задач кинематического и динамического исследования двуподвижного безбалансирного группового привода штанговых сква-жинных насосов для кустовых скважин и проанализировано влияние фазовых смещений и конструктивных размеров привода на его технологические возможности.

Защищаются следующие научные положения.

1. Аналитический метод определения прижимающих и продольных сил в насосных штангах, совершающих возвратно-поступательное и вращательное движения.

2. Закономерности изменения сил трения насосных штанг о трубы в процессе эксплуатации за счет желобообразования в трубах на участках искривления при всех формах относительного движения.

3. Влияние ленточных вставок и скребков на величины сил трения штанговых колонн о трубы.

4. Научные основы разработки одно- и двуподвижных групповых безбалансирных приводов с фазовой регулировкой, позволяющих использовать эффект интерференции статических и динамических составляющих усилий в насосных штангах кустовых скважин.

5. Принципиально новые технические решения по расширению функциональных возможностей и работоспособности штанговых насосных установок.

Практическая ценность диссертационной работы заключается в следующем.

1. Создан комплекс глубинных автономных динамографов для проведения исследовательских работ на действующих скважинах, с помощью которых подтверждены результаты теоретических исследований. Многолетняя эксплуатация глубинных динамографов позволила получить уникальные объективные сведения о характере распределения усилий в колоннах штанг, что позволило, в свою очередь, углубить теоретические исследования.

2. Разработан метод экспериментально-теоретического определения коэффициента трения в реальных скважинных условиях, реализуемый при использовании глубинных динамографов или специальных устройств для соединения насосных штанг, устанавливаемых в нижней части колонны, в сочетании с поверхностными динамографами.

3. На основе выявленных теоретическими и экспериментальными исследованиями закономерностей разработаны, испытаны и внедрены в нефтедобывающую отрасль замковые опоры гидравлического принципа действия, штанговый насос с гидронагружением и газосепаратором, устройства для соединения насосных штанг, позволяющие существенно снизить статические и динамические нагрузки на оборудование, расширить функциональные и технологические возможности и работоспособность штанговых насосных установок в любых геолого-физических условиях.

4. Разработаны, изготовлены и более 10 лет эксплуатируются стенды для испытаний и аттестаций механизмов свинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и насосных штанг, даны практические рекомендации по повышению работоспособности некоторых из этих механизмов, работоспособности и долговечности резьбовых соединений нефтепромысловых колонн.

5. Создана научная база и разработан технический проект группового безбалансирного привода, а также технологические схемы размещения этих приводов на кусте. Гибкая система подстройки к промысловым условиям и кратное уменьшение металлоёмкости позволяет практически без дополнительных капитальных затрат перевести действующий фонд скважин на безбалансирный способ эксплуатации с минимальным сроком окупаемости, уменьшить примерно на 50% установленную мощность электродвигателей.

6. Разработаны, изготовлены и испытаны поверхностно-приводные винтовые насосные установки, защищенные патентами, работоспособные во всех климатических условиях и обеспечивающие любые эксплуатационно-технологические параметры.

В течение многих лет в системе объединений «Башнефть» и «Татнефть» массово внедряются замковые опоры гидравлического принципа действия, изготавливаемые серийно и силами НГДУ.

Серийные гидравлические опоры и полная техническая документация после успешной опытной эксплуатации на действующих скважинах с сильным пескопроявлением в объединениях «Эмбанефть» и «Мангыш-лакнефть» были переданы указанным объединениям для внедрения собственными силами.

Замковые опоры гидравлического принципа действия различных модификаций дважды демонстрировались на ВДНХ СССР, где авторам, изготовителю (Ишимбайскому машзаводу) и внедрившей организации (объединению «Башнефть») были присуждены по одной серебряной медали (обе соискателю) и около 15 бронзовых.

Стенды для испытаний, исследований и аттестации механизмов свинчивания-развинчивания НКТ и штанг (КШЭ, АШТК, КМУ-50, АГГР-2ВБ, ПБК-4) внедрены и эксплуатируются более 10 лет на Ишимбайском машиностроительном заводе, специализирующемся на выпуске указанных механизмов для нефтедобывающей отрасли страны.

Установочная партия поверхностно-приводных винтовых насосных установок в порядке опытно-промышленной эксплуатации прошла длительные испытания на различных режимах в скважинах республик Башкортостан, Татарстан, Дагестан, Оренбургской области, доказав эффективность заложенных в конструкцию технических решений. Малая серия доработанных с учетом опытной эксплуатации поверхностно-приводных установок универсального типа двух поколений подготовлена к промышленному внедрению.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на:

-1 Всесоюзной конференции по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования (Баку, 1973);

- республиканских научно-технических конференциях в г.Уфе (1975,1977,1978,1979,1981,1988 гг.);

- на ВДНХ СССР (Москва, 1984, 1987 гг.);

- Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1995 г.);

- Всероссийской научно-технической конференции «Информационные и кибернетические системы управления и их элементы» (Уфа, 1995 г.);

- Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998 г.);

- конгрессе нефтегазопромышленников России, секция «Отечественное машиностроение, ВПК, наука в стабилизации и дальнейшем развитии нефтегазовой отрасли» (Уфа, 1998г.);

- ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского нефтяного института (УГНТУ ) (Уфа,1980.1999 гг.);

- на технических Советах объединений «Башнефть», «Эмбанефть», «Мангышлакнефть», «Татнефть», «Оренбургнефть», «Салаватнефтемаш», Ишимбайского машиностроительного завода;

- Республиканской выставке достижений народного хозяйства;

13

- Девятом ежегодном Международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой , нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999);

- секции «Нефть и газ» Академии наук РБ (1996, 1997, 1998 гг.).

По теме диссертации опубликованы монография, 20 статей, 15 описаний изобретений, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, 36 тезисов докладов, в т.ч. 5 на международных конференциях.

Соискатель благодарен за доброжелательное отношение, заинтересованность во внедрении и активную помощь в проведении промысловых исследований коллективам АНК «Башнефть», ОАО «Татнефть» и ОАО «Оренбургнефть», а также за многолетнюю совместную работу и научные консультации заслуженному деятелю науки и техники РФ, заслуженному изобретателю Республики Башкортостан, почетному нефтянику РФ, доктору технических наук, профессору Б.З.Султанову и заслуженному деятелю науки и техники Республики Башкортостан, доктору геолого-минералогических наук, профессору М.А.Токареву.

Заключение диссертации по теме «Машины и агрегаты нефтяной и газовой промышленности», Зубаиров, Сибагат Гарифович

Результаты исследования кинематики левой ТПШ (при « группового привода с кривошипным балансиром при постоянных фазовом угле Ф = 13,22° и Лз =х5 =о,з пред став лены на рис.5.9, 5.10 и 5.11: кривые 1, 1;и \" соответствуют относительному перемещению 8, аналогу скорости Уф и аналогу ускорения аф при Х<л = Х^ = 2 и ХК) ~ 0,1; кривые 2, 7! и 2У/ при Хд | = Х& ~ 2 и Хк 1 = 0,5; кривые 3, З1 и 3/;при Х<ц = = Х& = 5 и ХК1 = 0,1; кривые 4,4; и А"Х<ц = Х^ = 5 и ХК1 = 0,5.

Сравнение кривой З7 с показывает, что уменьшение базовых расстояний при малых Хк практически не сказывается на экстремальных ве

Рис. 5.9. Графики перемещений ТПШ при F4« F6 (lH=l=const)

Рис. 5.10. Графики аналогов скоростей ТПШ при Р4<< ¥6 (А,н=1=сош1:) ю к> лГ М я ** го ¿у гй £ Ч1¥

Рис. 5.11. Графики аналогов ускорений ТПШ при Р4<< Г6 (Хн=1=соп80 ю личинах скоростей, но ведет к смещению экстремумов влево. Ускорение в начале хода вверх увеличивается в 1,5 раза, а в начале хода вниз уменьшается на 15-16%. Уменьшение А,а при относительно больших ведет к росту величины и продолжительности хода вверх (кривые 4 и 2), увеличению экстремальных значений скоростей (кривые 4/ и2; ), смещению экстремума скорости влево при ходе вверх и вправо - при ходе вниз. При этом наблюдается резкое увеличение ускорения в начале хода вверх и значительное уменьшение, вплоть до смены знака, ускорения ближе к окончанию хода вверх (кривые 4/; и 2;/).

Уменьшение Хк при фиксированном значении Ха ведет к уменьшению экстремальных значений скоростей (кривые 2; и ), смещению экстремума скорости вправо при ходе вверх и влево — при ходе вниз. Ускорение в начале хода вверх уменьшается при этом на 30% (кривые 2" и ), а в конце хода вверх увеличивается. При большом ^ (например, при Х^ = 5) изменение А,к с 0,1 до 0,5 практически не сказывается на скоростях (кривые 3/ и 47) и на ускорениях (кривые 3" и 4/;).

Из приведенного выше анализа следует, что изменением базовых расстояний группового привода и длин плеч кривошипного балансира можно в достаточно широких пределах изменять значения перемещений, скоростей и ускорений ТПШ.

Для дальнейших исследований базовые расстояния и были приняты равными 3.11. Результаты исследований движения ТПШ слева при варьировании 1 и X« также были представлены в виде графиков (в диссертации не приведены), из анализа которых установлено, что величины перемещений, аналогов скоростей и ускорений при ^ = 3,11 имеют промежуточные значения по отношению к соответствующим параметрам при Хл = 2 и = 5. Увеличение фазового угла от 0 до 13,22°, достигаемого увеличением А,н от 0,3 до 1 при неизменном Хк = 0,5 ведет к некоторому росту величины и продолжительности хода вверх, незначительному уменьшению максимальной скорости при ходе вверх и увеличению ее при ходе вниз. Экстремальные значения ускорений не меняются, но отрицательные экстремумы смещаются влево. Таким образом, увеличение фазового угла кроме согласования работы скважин ведет к достижению некоторых кинематических преимуществ. Если при вышеприведенных параметрах увеличить только А^г, например до 5, то экстремальные значения скоростей в левой ТШП уменьшаются. Ускорения при этом в начале хода вверх уменьшаются, а в конце - увеличиваются.

5-4. Сравнительный анализ технологических возможностей группового безбалансирного привода и станка-качалки

Выше была исследована кинематика двуподвижного безбалансирного группового привода при допущениях, что Р4 » ¥6 и Б4 « Р6. Реально же соотношение усилий в кулисах меняются через каждый полупериод, причем отличия между ними могут быть и не столь значительны. В этих случаях истинные положения звеньев определяются из условий равновесия кривошипного коромысла 2 под действием сил Р4 и Р^ [76]:

Р4 ' Ьр4 — Рб ' Ьрб, где Ир4 и Ьрб - плечи соответствующих сил относительно шарнира В, соединяющего кривошипное коромысло с кривошипом.

Таким образом, в реальном групповом двуподвижном приводе звенья будут занимать промежуточные положения между предельными. Соответственно и реальные значения перемещений, скоростей и ускорений будут находиться между предельными, область между которыми на рис.5.12, 5.13, 5.14 заштрихована. Очевидно, что варьированием соотношения плеч ЬР4 и Ир6 можно влиять на закон движения кулис 4 и 6, добиваясь оптимальных значений.

Результаты расчетов перемещений, скоростей и ускорений в предельных случаях представлены в виде графиков на рис.5.12,5.13, 5.14 при относительной (к кривошипу) длине рычагов кривошипного балансира ХК1 = ХК2 = 0,5 и частоте вращения п = 6 об./мин. На этих рисунках линии «а», «б» и «в» соответствуют ходу слева, причем линия «а» соответствует работе насосов в противофазах, линии «б» - фазовому сдвигу (отсчет от положения противофаз) на угол 13,22°, линии «в» соответствуют случаю К] = Кг = 0 и формально работе насосов в противофазах. Линии «г» соответствуют ходу справа при Хк2 = 0,5 и А.н = 1, причем графики синхронизированы с ходом слева. На этих же рисунках штриховые линии изображают характер изменения вертикальных составляющих перемещений, скоростей и тангенциальных ускорений точки подвеса штанг у станка-качалки, причем для сопоставимости результатов для всех вышеприведенных вариантов взято одинаковое базовое расстояние <5 = 3,11, которое соответствует минимальному отношению расстояния между осью вращения балансира СК и осью выходного вала редуктора к максимальному радиусу кривошипа.

Из сравнения кривых перемещений (см. рис.5.12) следует, что диапазон изменения перемещений в течение хода вверх меньше, чем при ходе вниз. Максимальный ход ТПШ для СК, для одноподвижного группового привода (ОПГП) и двуподвижного группового привода (ДПГП) при фазовом угле Ф = 0 (Х.н = Х,3 = 0,3) равны. Если же фазовый угол у ДПГП отличается от нуля (крива «б»), то максимальный ход увеличивается, причем рост хода пропорционален увеличению длины рычага кривошипного балансира.

Увеличение фазового угла способствует уменьшению максимальной скорости и увеличению продолжительности хода вверх (см. рис.5.13), существенному уменьшению максимальной скорости при ходе вниз по сравнению со станком-качалкой. Уменьшение скоростей, в свою очередь,

Рис. 5.12. Область варьирования перемещений ТПШ группового привода ы

I—»

Рис. 5.13. Область варьирования аналогов скоростей группового привода

Рис. 5.14. Область варьирования аналогов ускорений группового привода ы ведет к уменьшению мгновенных мощностей двигателя и потерь мощности на трение. Увеличение продолжительности хода вверх благоприятно скажется на наполнении цилиндра насоса, особенно при откачке вязких нефтей и при эксплуатации наклонно направленных скважин. Это связано с тем, что в ДПГП ход вверх завершается со значительно меньшими ускорениями, чем в СК, поэтому скорость от Уф = 0,2 (от точки пересечения графика скорости для СК и графика «б») до нуля падает за угол поворота кривошипа ф] я 35°, а в СК за (р] ~ 22° (см. рис.5.13). Благодаря указанному явлению сокращается или исчезает полностью угол запаздывания посадки шарового клапана в седло.

Сравнение графиков ускорений (см.рис.5.13) показывает несущественное влияние фазового угла на величину ускорений (кривые «а» и «б»). В то же время переход к ОПГП (кривая «в») ведет к значительному уменьшению ускорения в начале хода вверх, а так как ДПГП ввиду своей конструкции при нарушении динамического равновесия может временно превращаться в ОПГП, то появляется возможность влиять на величину ускорений.

Итак, можно утверждать, что групповой привод конструкции УГНТУ [116] обеспечивает гибкую систему регулирования кинематических показателей в процессе эксплуатации за счет выбора базовых расстояний, фазового угла и (или) длин плеч кривошипного балансира. Это, в свою очередь, позволяет повысить коэффициент загрузки и коэффициент мощности двигателя, уменьшить металлоемкость, стоимость строительства скважин, оперативно менять технологический режим эксплуатации в соответствии с дебитом скважин, изменением вязкости жидкости, оптимизировать работу клапанов штангового насоса в вертикальных и наклонно направленных скважинах.

5,5. Технологические схемы размещения безбалансирных групповых приводов на кустовых скважинах

Технологические схемы размещения групповых приводов любого исполнения должны удовлетворять ряду требований:

- иметь минимальную стоимость обустройства;

- обеспечивать удобное и безопасное обслуживание установок;

- обеспечивать возможность производства ремонтных и исследовательских работ на одной из скважин без остановки другой;

- обеспечивать наивысший к.п.д. установок.

- иметь гибкую систему подстройки к различным межустьевым расстояниям скважин, обслуживаемых одним приводом.

Последнее требование вызвано тем, что межустьевое расстояние на различных месторождениях и даже на различных кустах отличаются друг от друга довольно существенно. «Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте», введенная Минтопэнерго РФ с 01.12.95 г., регламентирует количество скважин в кусте (до 24), в группе (до 8), минимальное расстояние между соседними скважинами в группе (2 м), причем скважины в группе должны располагаться на одной линии.

С учетом всех перечисленных требований были проработаны различные варианты размещения силовой части группового привода. В результате установлено, что могут быть реализованы три схемы размещения (рис.5.15).

Первая схема (рис.5.15,а) наиболее простая и содержит всего два направляющих шкива, устанавливаемые над устьями скважин. Благодаря этому достигается наивысший к.п.д. по сравнению с двумя другими схемами и надежность. Такая схема может быть использована при межустьевом расстоянии не менее 4,2м. а канаты окёоты-; воют д~ЛО/<и | стойки с нс/зу

Рис. 5.15. Схемы размещения групповых приводов

223

Вторую схему (рис.5.15,б) рационально применять при расстоянии между устьями скважин в пределах от 3,0 до 4,2м. В этой схеме канатная подвеска одной из скважин перекинута через два поворотных ролика, отсутствующих в первой схеме и служащих для исключения трения канатов о реборду. Ограничение межосевого расстояния для этой схемы по минимуму наложено конструктивными соображениями, а по максимуму -возможностью применения более рациональной первой схемы.

Третья схема (рис.5.15,в) обеспечивает применимость группового привода конструкции УГНТУ при любых минимальных размерах межустьевого расстояния. К недостаткам этой схемы относится усложнение конструкции за счет необходимости применения четырех поворотных роликов и, соответственно, увеличения потерь мощности.

Проведенные исследования разработанных безбалансирных групповых приводов типа ОПТП и Д111П подтвердили их улучшенные кинематические и динамические характеристики, возможность оптимального размещения на кусте с точки зрения удешевления обустройства и удобства по обслуживанию и ремонту скважин.

6. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК С ПОВЕРХНОСТНЫМИ ПРИВОДАМИ

Современное состояние нефтедобывающего комплекса России характеризуется тремя факторами, определяющими технико-технологическую стратегию эксплуатации. Во-первых, это вступление многих месторождений в позднюю или завершающую стадию разработки, которая сопровождается падением пластового давления, а значит, и деби-тов, значительным обводнением откачиваемого флюида. Для таких условий необходимы установки малой производительности с гибкой системой регулирования, предпочтительно без эмульгирующего воздействия на флюид. Во-вторых, это массовый переход к кустовому разбуриванию месторождений и реанимация старых скважин за счет бурения боковых отводов, т.е. использование наклонно направленных и горизонтальных скважин. Переход к кустовому разбуриванию вызван жесткими природоохранными требованиями, особенно в густонаселенных районах и в регионах с плодородными землями, необходимостью удешевления строительства скважин в условиях Западной Сибири, морских шельфов и т.д. Для эксплуатации такой категории скважин требуется компактное наземное оборудование, позволяющее максимально приблизить устья скважин в кусте друг к другу, и подземное оборудование, способное проходить через участки искривления, т.е. имеющее небольшие диаметральные и дли-новые габариты и устойчивые характеристики при размещении на любом участке профиля: вертикальном, искривления, наклонном или горизонтальном. Третьим фактором является переход большинства скважин в категорию нерентабельных, что объясняется не только малыми дебитами , но и большими удельными энергозатратами при добыче. Анализ структуры себестоимости ряда нефтедобывающих предприятий показал, что 3050% затрат приходится на энергоносители. Учитывая тенденцию к неуклонному росту цен на них, можно прогнозировать на длительную перспективу соответствующий рост доли энергозатрат в себестоимости добываемой нефти, Таким образом, от эксплуатационного оборудования и технологии эксплуатации требуется малая удельная энергоемкость.

Известно, что на определенной стадии все скважины переводятся на эксплуатацию с помощью штанговых скважинных насосных установок, при современном состоянии нефтедобывающей отрасли более или менее удовлетворяющих части из перечисленных требований. Именно поэтому наблюдается устойчивое увеличение относительного количества скважин с Ш С НУ, достигающее в настоящее время 70-80% и объема добываемой с их помощью нефти 30-40%.

Это объясняется простотой конструкции, отработанностью технологии, широким диапазоном варьирования технологических параметров, большим межремонтным периодом (МРП) (рис.6.1). Но по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки возникают осложнения в работе ШСНУ, о которых было сказано в предыдущих главах.

1000

800 и 600

С О. 400 г 200 0 со со сг> ю со

05

00 О) о> со <У> Л о> со

СТ> о> ю

7> О)

СТ> СП

Годы

1СШН ВЭЦН ПЭДН ИЭВН

Рис. 6.1. Динамика МРП по механизированному фонду скважин ОАО «Татнефть»

Важно отметить также и дороговизну ШСНУ, в результате составляющая амортизационных отчислений в себестоимости в среднем достигает 25.43%.

Таким образом, важнейшими направлениями повышения эффективности глубиннонасосной добычи нефти являются:

- возможность обеспечения технологического процесса откачки флюида из скважины с параметрами, оптимальными для системы "пласт-скважина-оборудование";

- уменьшение удельных энергозатрат на добычу нефти;

- уменьшение стоимости основных фондов и, соответственно, амортизационных отчислений.

В связи с вышеизложенным становится очевидным, что наряду с совершенствованием ШСНУ необходимо проводить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию альтернативных технологий и соответствующей техники, обеспечивающих рентабельность добычи нефти.

Наиболее полно всем перечисленным направлениям повышения эффективности добычи высоковязких нефтей, водонефтяных эмульсий, парафинистых и высокогазированных нефтей отвечают установки винтовых скважинных насосов, обладающие и другими достоинствами: низкая металлоемкость и малые габариты, простота конструкции и отсутствие клапанов, постоянство подачи в течение цикла и практическое отсутствие эмульгирующего действия.

Малые габариты позволяют эффективно применять винтовые насосные установки на кустовых скважинах, упрощая и делая более безопасным обслуживание и ремонт.

Отсутствие клапанов, т.е. местных гидравлических сопротивлений, способствует лучшему заполнению камер насоса высоковязкой жидкостью, увеличивая к.п.д. насоса.

Постоянство подачи в течение цикла, отсутствие клапанов и поступательного движения колонны штанг (или ее отсутствие вообще) позволяют перекачивать флюид без активного перемешивания, а, следовательно, без образования высоковязкой эмульсии в линии нагнетания.

Отсутствие возвратно-поступательных движений, постоянство скоростей и малые массы движущихся элементов насоса обеспечивают возможность варьирования производительностью в широких пределах.

До определенного времени за рубежом и в России реализовывалась концепция использования установок типа УЭВНТ с погружными электродвигателями [144]. Выбор этой концепции основывался на использовании унифицированных узлов серийных погружных электронасосов, а именно электродвигателей, протектора с компенсатором, кабельных линий, трансформаторов и станций управления, освоенных производством для установок ЭЦН. Весьма привлекательным являлось также отсутствие движущихся элементов в интервале от забоя до устья, например, в виде колонны штанг или труб.

При всей безусловности указанных достоинств, погружные винтовые насосные установки автоматически включили в себя и большинство недостатков УЭЦН: сложность и ненадежность погружных электродвигателей (ПЭД), их большую габаритную длину, что существенно усложняет или даже делает невозможным спуск их в искривленные, наклонно направленные и горизонтальные скважины, сложность и трудоемкость замены вышедших из строя ПЭД из- за необходимости производства спуско- подъемных операций с трубами, дороговизна и ненадежность кабельной линии, сложность спуска ее в скважину из- за необходимости крепления к НКТ и т.д. Существенным недостатком погружных установок являются большие потери энергии в кабельной линии, низкий к.п.д. и коэффициент мощности погружного электродвигателя. Справедливость данного утверждения хороню видна из технической характеристики погружных двигателей к винтовым насосам (табл. 6.1).

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Зубаиров, Сибагат Гарифович, 2000 год

1. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Оптимизация профилей горизонтальных скважин // Тр. БашНИПИнефть, 1989. Вып. 80. - С. 80-88.

2. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи; М.: Недра, 1964.

3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М.: Недра, 1967.

4. Александров М.М. Силы сопротивления при движении тру§ в скважине. М.: Недра, 1978. - 208 с.

5. Аливердизаде К.С. Приводы штангового глубинного насоса. М.: Недра, 1973.- 192 с.

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

7. Анализ и обобщение методов расчета механического уравновешивания станков-качалок / ВВ. Андреев» ЗиС, Гильмияро®, K.P. Уразако®, С.Г. Зу-баиров. Деп. в ВИНИТИ 17.11.95 № 3046-В95.

8. Анализ причин преждевременного выхода из строя насосно-компрессорных труб и дуги их устранения / Э.В. Гайнетдинова, А.Н. Михайлов, М.И. Пономарев и др. // РНТС ВНИИОЭНГ.-1990. Ks 8 .

9. Анализ профилей ствола добывающих скважин и их идеализация / K.P. Уразаков, Р.Ш. Сахибгареев, М.Д. Валеев и др. / Тр. БашНИПИнефть. -1995.-Вып. 90.-С. 35-43.

10. Андреев В.В. Энергетический анализ добычи нефти штанговыми установками / Тр. БашНИПИнефть. 1994. - Вып. 88. - С. 42-46.

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

12. A.c. 1435754 (СССР). Механический ключ / С.Г. Зубаиров, Р.Ф. Ахмаде-ев, А.А. Касимов // Открытия. Изобретения. 1988. - Бюл.41.

13. А. с. 1505105 (СССР). Устройство для соединения насосных штанг / С.Г. Зубаиров, Б.З. Султанов // Открытия. Изобретения. 1975. - № 23.

14. А. с. 1059252 (СССР). Замковая опора вставного глубинного штангового насоса / С.Г. Зубаиров, Б.З. Султанов // Открытия. Изобретения. 1983. -Бюл. № 45.

15. А. с. 802338 (СССР). Глубинный динамограф / С.Г. Зубаиров, Б.З. Султанов // Открытия. Изобретения. 1981. — Бюл. К» 5.

16. А. с. 590482 (СССР). Глубинный штанговый насос / СХ. Зубаиров, Б.З. Султанов, ТА. Утемисов // Открытия. Изобретения. 1978. - Бюл. Ко. 4.

17. А. с. 727835 (СССР). Устройство для соединения насосных штанг П С.Г. Зубаиров, Н.Х. Шаммасов, Т.П. Филадельфов // Открытия. Изобретения. 1980. -Бюл. № 14.

18. А. с, 499397 (СССР). Динамограф для регистрации усилий в насосных штангах / Б.З. Султанов, СХ. Зубаиров, Ю.Г. Вагапов // Открытия. Изобретения. 1976. - Бюл. № 2.

19. А. с. 621746 (СССР). Канатная подвеска./ Б.З. Султанов, M.PL Гашшмов,. СТ. Зубаиров // Открытия. Изобретения. 1981. - Бюл. № 14.

20. В.И. Попов, A.B. Пантелеев // Открытия. Изобретения. 1982. — Бюл. № 32.

21. А. с. 1555530 (СССР). Скважинная штанговая насосная установка / Р.З. Ахмадишин, P.A. Фасхугдинов, М.Д. Валеев, В.И. Попов и др. // Открытия. Изобретения. 1990. - Бюл. № 13.

22. А. с. 904909 (СССР). Скважинный штанговый насос / Н.Ф. Ивановский, В.Н. Ивановский, A.M. Галустов // Открытия. Изобретения. 1981. -Бюл. № 38.

23. А. с. 866273 (СССР). Скважинный .штанговый.насос / Ф.Т. Булгаков, В.Н. Ивановский, Н.Ф. Ивановский и др. // Открытия. Изобретения. -1979.-Бюл. №25.

24. А. с. 892344 (СССР). Замковая опора / Н.Ф. Ивановский, В.Н. Ивановский, Р.Х. Амирханов и др. // Открытия. Изобретения. — 1980. Бюл. № 36.

25. А. с. 1023451 (СССР). Устройство для проведения спуско-подъемных операций с непрерывной штангой / Н.Ф. Ивановский, В.Н. Ивановский,

26. A.M. Галустов, В.Н. Гостев // Открытия. Изобретения. 1981. - Бюл. №44.

27. А. с. 1687868 (СССР). Скважинный штанговый насос / Л.Г. Чичеров,

28. B.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, В.Г. Дарьяваш // Открытия. Изобретения. 1991. - Бюл. № 40.

29. Ахмадишин Р.З., Валеев М.Д. Эффективность регламентирования времени простоя нефтедобывающих скважин в условиях вечной мерзлоты // Тр. БашНИПИнефть. 1987. - Вып. 75. - С, 92-98.

30. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом. -М.: Гостоптехиздат, 1960. 128 с.

31. Бикмухаметова Г.И., Самигуллин В.Х. Анализ технико-экономических показателей бурения горизонтальных скважин в АНК «Башнефть» // Тр. БашНИПИнефгь. 1995. - Вып. 90. - С. 94-100.

32. Богданов A.A. Козаков А.Ю. Энергетические показатели насосной эксплуатации скважин // Сер. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-№>7.

33. Богомольный Г.И. Сравнение методик конструирования равнопрочных штанговых колонн // Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

34. Бурение наклонных и горизонтальных скважин // А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкин, Б.З. Султанов. М.: Недра, 1997. - 648 с.

35. Валеев А.М., Ахмадеев Р.Х., Загаров Р.Я. Определение гидравлических сопротивлений в НКТ винтовых насосов // Сб. аспирантских работ. -Уфа: БашНИПИнефгь, 1996. С. 27-29.

36. Валеев A.M. Результаты исследования гидравлических сопротивлений в НКТ винтовых насосных установок // Молодые ученые БашНИПИнефти отраслевой науке / Тр. БашНИПИнефть. - Уфа: БашНИПИнефть, 1998. -С. 24-29.

37. Валеев А.М. Результаты исследований крутящего момента на колонне штанг винтовых насосных установок // Молодые ученые БашНИПИнефти отраслевой науке / Тр. БашНИПИнефть. - Уфа: БашНИПИнефть, 1998. - С. 29-33.

38. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии,- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

39. Валеев М.Д., Карамышев В.Г. Способ добычи обводненной нефти // Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология добычи нефти. -1991.12.

40. Валовский B.M. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в осложненных условиях: Дис. . д-ра техн. наук: 05 J 5.06; 05.04.07.- М.: ВНИИ, 1996.- 265 а

41. Вахитов М.Ф., Кутдусова З.Р. Технология эксплуатации наклонно направленных скважин установками ЭЦН // Тр. БашНИПИнефть. 1988. -Вып, 78.-С. 85-95.

42. Вахитов М.Ф. Технологические требования для проектирования оптимального профиля и расположения насосных скважин на месторождении // Тр. БашЙЖШнефть. -1984. Выи. 70. - С. 124-129.

43. Велиев Ф.Г., Абдивов, В.Ю., Манюхин Н.М. Устройство для плавного изменения производительности глубиннонасосной установки // Нефтяное хозяйство. 1995. -Ян 3.

44. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. — М.: Недра, 1971.-184 с,

45. Выбор типа привода штанговых глуби ннонасосных установок // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. 1985. - № 17.

46. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики / Тр. УГНТУ.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996.-С. 52-57.

47. Габриелов JLB. Новые технические средства для добычи высоковязкой нефти. -М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1985.

48. Гадаев СМ. Особенности эксплуатации кустовых скважин. М.: Тос-топтехиздат, 1963. - 182 с.

49. Глубинный наше с гидравлическим утяжелителем низа колонны штанг // СХ. Зубаиров, Б.З. Сул танов, А.А. Ишмурзин и др. / РНТС ВНИИОНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1974. - № 11.

50. Грон В.Г., Мищенко ИХ. Влияние сепарации газа у приема насоса на физические и гидродинамические характеристики потока откачиваемой продукции скважины (на примере Тали некого месторождения) // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1994.- №2.

51. Грузине» Я А. Методика расчета штанговых колонн на выносливость. -Баку: Гос. изд-во, 1965.

52. Гулин АЛ, Зубаиров СХ., Ншметдинов Р.М. Исследование влияния аккумулирующих устройств на показатели работы электропривода // Тез. докл Всероссийской шуч -техи. конф «Имформациошмле и кибернети--ческие системы управления и их элементы». — Уфа, 1995.

53. Гумеров Р.Р. Кодебатежиы© процессы в штанговой; колонне скважин-ных насосных установок // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики / Тр. УШТУ . Уфа: Изд-во УГНТУ, 1992.

54. Даниелян А.А. Исследование нагрузок при ремонте наклонных скважин. Баку: Азернефтнешр, 1939 -80 с.

55. Дибиев С.М. Увеличение коэффициента загрузки двигателей приводов станков-качалок и технико-экономические аспекты оптимизации потреблений электроэнергии -в .шсш»е-.н.€фтеярошйслошпс> электроснабжения // Электротехника. 1997. - М Ш. - С. 17-2!.

56. Длинвоходовые насосные установки с тбким тяговым органом / В Н. Ивановский ш щк // Обзорна», информация ВНТ4ИОЭНГ. Сер. Машшш и шфтжоеобсфузрвание. М.: ВНИИОЭНГ, 1998.

57. Дрэготеску Н.Д. Глубиннонашшая добыча нефти. М.: Недра, 1966.

58. Зубаиров С.Г. Аналитические исследования кинематики и динамики приводов скважинных насосов // Современные проблемы нефтепромысловой механики / Тр. УШТУ. -Уфа: Изд-во УГНТУ. 1996. - С. 12-19.

59. Зубаиров С.Г. Исследование закономерностей изменения сил трения насосных штанг о трубы в процессе эксплуатации // Известия вузов. Нефть и газ. 1999. - № 5. - С. 20-24.

60. Зубаиров С.Г. Кинематическая и математическая модели группового привода штанговых скважинных насосов // Нефть и газ / Тр. УГНТУ. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. Вып. 1. - С. 114-121.

61. Зубаиров С.Г. Особенности работы и конструирования колонны насосных штанг для искривления скважин // Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности / Науч. тр. Уфа, 1999.-С. 121-125.

62. Зубаиров С.Г, Повышение долговечности универсальных механических ключей / Тр. УНИ. Уфа: Изд. УНИ, 1989. - С. 23-28.

63. Зубаиров С.Г., Токарев М. А. Безбаиансирные групповые приводы штанговых скважинных насосов // Сб. тр. Международной науч.-техн. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1998.-С. 183-184.

64. Зубаиров С.Г. Повышение работоспособности- подземного оборудования ШСНУ со вставными насосами /7 Современные проблемы промысловой механики / Тр. УНИ. Уфа: Изд. УНИ, 1984. - С. 148-153.

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

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

67. Зубаиров С.Г., Сулейманов A.C. Методика задания оптимальных параметров инерционного привода механического ключа /7 Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / Тр. ИПТЭР. Уфа, 1996. - Вып. 56. - С. 199-203.

68. Зубаиров С.Г., Султанов Б.З. Коэффициент сопротивления движению штанг в насосно-компрессорных трубах // Повышение надежности оборудования для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Тр. У НИ. Уфа: Изд. УНИ. - 1980.

69. Зубаиров С.Г., Токарев М.А. Безбалансирные групповые приводы штанговых скважинных насосов // Сб. тр. Международной науч.-техн. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1998. - С. 182-183.

70. Зубаиров С.Г. Технологические возможности группового привода штанговых насосов при эксплуатации наклонно направленных скважин // Проблемы сбора, подг отовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / Тр. ИПТЭР. Уфа, 1996. - Вып. 56. - С. 203-209.

71. Зубаиров СТ., Утемисов Т. А. Скважинный штанговый насос с газосепаратором и гидроутяжелителем штанговой колонны // Сб. тез. докл. республ. науч.-техн. конф. Уфа, 1981. - С. 38-39.

72. Исследование рынков основных энергоносителей (факторный анализ и прогноз) / Под общ. ред. В.А. Максимова. Уфа: Изд. Башк. ун-та, 1999. -200 с.

73. Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Способы скважинной добычи нефти: Конспект лекций. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1994. -131 с.

74. Казак А.С, Установки глубинных винтовых насосов нового типа для добычи нефти //Нефтяное хозяйство. 1988. - № 2. - С. 62-63.

75. Казаков СИ. Анализ опыта повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин за рубежом // Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1994. - № 1.

76. Касимов Л.Н. Шаньгин Е.С. Технология ресурсосбережения. Уфа: Изд. УТИС, 1997.

77. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и оборудование нефтегазовой промышленности. -1973.

78. Ковалев А .Д. Снижение ударных нагрузок на головку балансира глу-биннонасосных установок // ВНИИ: Сб. науч. тр. М.: Недра, 1966.

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

80. Круман Б.Б. Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977. - 181 с.

81. Кулизаде К.Н., Хайкин И.Е. Электроэнергетика насосной нефтедобычи. -М.: Недра, 1971.

82. Кучумов Р.Я. Оптимизация и обеспечение надежности работы нефтепромысловых систем / Автореферат д-ра техн. наук. М., 1990.

83. Лобанов Б.С., Климушин И.М., Ракутин Ю.В., Янгуразова Э.А. Современное состояние и перспективы разви тия добычи природных битумов в России // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 3. - С. 48-50.

84. Максимов В.П., Афанасьев В.А., Елизаров A.B. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири // Экспресс-и нформ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1981. - № 4.

85. Максутов P.A., Джавадян A.A., Шкадов Я.Я. Современные глубиннона-сосные установки в нефтяной промышленности // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. -1992. .Nb 5.

86. Меньшов Б.Г., Суд И.И., Яризов А.Д. Электрооборудование нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1990. 356 с.

87. Милинский В.М., Харламенко В.И., Лутфуллин А.Х. и др. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса // РНТС Нефтепромысловое дело. -1972. № 4. - С. 16-18.

88. Михайлов В.В., Жуков Ю.С., Суд И.И. Энергетика нефтяной и газовой промышленности, М.: Недра, 1982. - 350 с.

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

90. Мищенко ИЛ",, Палий В.А. Исследования динамических нагрузок, действующих на штанговую колонну в наклонно направленных скважинах // Нефтяное хозяйство. -1993. №.7. - С.37-39.

91. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. М,: Недра, 1986.

92. Молчанов А.Г., Чичеров В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. -М.: Недра, 1983.- 312 с.

93. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984,- 281 с.

94. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973.-384 с.

95. Муравьев И.М., Базлов Н.М., Жуков А.И. Технология и техника добычи нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1971.

96. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М.: Недра. 1967.

97. Мусин М.М. Герметизация устья скважин // Нефть а газ—98: Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки / Тр. УГНТУ.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. С. 18 20.

98. Мухаметгалеев P.P. Увеличение межремонтного периода и коэффициента эксплуатации глубиннонасосных скважин Башкирии / Автореферат канд, техн. наук. — Уфа, 1978.

99. Насыров A.M., Абдреева Р.Ш., Люшин С.Ф. Способы борьбы с отложениями парафина. М.: ВНИИОЭНГ. - 1991. - 44 с.

100. Насыров A.M. Совершенствование технологии и техники добычи высоковязких парафинистых нефтей / Автореферат канд. техн. наук. Уфа, 1998.

101. Некоторые вопросы совершенствования энергосберегающей и природоохранной технологии в нефтедобывающей промышленности // Нефтепромысловое дело/ Рефер. науч.-техн. сб. ВНИИОЭНГ. —1989.

102. Николаев Г,И, Повышение эффективности работы штанговых установок в наклонных и обводнявшихся скважинах: Дис. . канд. техн. наук: 05.15.06. Уфа, 1984. - 196 с.

103. Новое оборудование для механизированной добычи нефти // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. 1989. - № 20.

104. Новые типы привода глубиннонасосных установок // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. 1986.1 л

105. Патент 2139448 (РФ). Поверхностный привод скважинного винтового насоса / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, М.С. Габдрахимов // Открытия. Изобретения. 1999. - Бюл. № 28

106. Патент 2123137 (РФ). Скважинная насосная установка / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров // Открытия. Изобретения. 1998. - Бюл. № 34.

107. Патент 2124109 (РФ). Штанговая колонна / С.Г. Зубаиров, М.А. Токарев // Открытия. Изобретения. — 1998. — Бюл. № 36.

108. Патент 2039198 (РФ). Устройство для эксплуатации наклонно направленной скважины / Ш.Ф. Тахаутдинов, H.F. Заляев, В.И. Попов и др. — // Открытия. Изобретения. 1995. - Бюл. № 19.

109. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин. -М.: Недра, 1973.-216 с.

110. Песляк Ю.А., Уразаков K.P. Расчет прижимающих сил муфт и штанг в наклонно направленной скважине // Тр. БашНИПИнефть. 1985. - Вып. 72. - С. 28-38.

111. Повышение технического уровня штанговых глубиннонасосных установок за рубежом // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. — 1987. № 3.

112. Повышение эффективности работы скважинных насосов в Ао «Татнефть» / В.И. Попов, Н.Г. Ибрагимов, A.A. Курмашов, И.В. Попов // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 2. - С. 36-37.

113. Подкорытов С.М. Методика расчета экстремальных нагрузок на штанги в наклонно направленных скважинах // Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / Тр. СибНИИНП. Тюмень: СибНИИНП, 1986. - С. 28-32.

114. Пономарев С.А., Макаров A.B., Самойлов E.H., Гайнуллин К.Х. Экономические проблемы рентабельной разработки нефтяных месторождений с истощающимися ресурсами // Нефтяное хозяйство. — 1997. 8.

115. Предотвращение отложения парафинам асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геодого-физическими условиями // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер Нефтепромысловое дело. -1987.-Вып. 7.

116. Применение электродвигателей в нефтяной промышленности // JI.M. Першина, С.И. Бак, Ю.С. Першин, С.П. Читипаховян. М.: Недра, 1980. -167 с.

117. Протасов В.Н. Повышение надежности оборудования скважин при насосном способе добычи нефти // Обзор, информ. ВНИИОЗНГ, Сер. Машины и нефтяное оборудование. 1986. - № 4.

118. Работоспособность замковых опор новой конструкции для вставных насосов / Б.З, Султанов, Ю.Г. Вагапов, С.Г. Зубаиров и др. // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер Машины и нефтяное оборудование. 1979. - № 12.

119. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами / B.C. Евченко, Н.П. Захарченко, Я.М. Каган и др. М.: Недра, 1986.-278 с.

120. Решетов Д.Н. Детали машин: Учебник для студентов машиностроительных и механических специальностей вузов. 4-е изд., перераб. и доп. - М: Машиностроение, 1989.- 496 с.

121. Самигуллин В.Х., Васильева H.A. Горизонтштьные скважины эффективный метод интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов / Тр. БашНИПИнефть. - 1987. - Вып. 76. - С. 48-51.

122. Увеличение межремонтного периода работы глубиннонасосных скважин за рабежом // Обзор, информ, ВНМИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. 1987. - № 3.

123. Увеличение межремонтного периода Iii СНУ с осложненными условиями эксплуатации /Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, М.С. Габдрахимов и др. // Проблема нефтегазового комплекса России: Тез. докл. Международной науч.-техн. конф. Уфа, 1998. - С. 175-177.

124. Уразаков K.P., Андреев В.В., Жулаев В.Г. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. М.: Недра, 1999. - 268 с.

125. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных скважин. М.: Недра, 1983. -169 с.

126. Утемисов Т.А., Султанов Б.З., Зубаиров С.Г. К исследованию работы низа штанговой колонны // Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Тр. УНИ. Уфа: Изд. УНИ. -1975.-Вып. 28.-С. 51-54.

127. Фархадзаде Э.М. Системы регулирования электроприводов штанговых глубиннонасосных установок // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование . 1985. - № 3.

128. Храмов P.A. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. М.: Недра, 1996. - 208 с.

129. Шаньгин Е.С. Биротативный электропривод. Уфа: Изд. УТИС, 1997.

130. Шаньгин Е.С, Теория биротативного электропривода. Уфа: Изд. УТИС, 1998.

131. Шарипов А.Х. Энергетический анализ глубинонасосной добычи нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1969. - 104 с.

132. Штанговая глубиннонасосная установка с гидравлическим утяжелителем и компенсатором веса штанг /Т. А. Утемисов, Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров и др. // Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации

133. Султанов Б.З., Попов В.И. Теория и практика защиты насосно-компрессорных труб и штанг от износа при эксплуатации ШСНУ // Проблемы нефтегазового комплекса России: Тез. докл. Международной на-уч.-техн. конф. Уфа, 1998.- С. 184-185.

134. Султанов Б.З. Технология эффективной разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики / Тр. УГНТУ. Уфа: Изд-во УГ-НТУ. - 1996. - С. 3-7.

135. Суханов Г.Н. Установление режима работы скважины, оборудованной штанговой глубиннонасосной установкой / Тр. УНИ. Уфа: Башкниго-издат, 1972. - Вып. 8.

136. Теория механизмов и машин / Под ред. К.В. Фролова. М.: Высшая школа, 1987. - 496 с.

137. Трахтман Г.И. Новое оборудование для глубиннонасосной эксплуатации нефтяных скважин // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. Зарубежный опыт. 1988.

138. Трахтман Г.И. Повышение надежности глубиннонасосного оборудования за рубежом // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. 1983. - № 6.