Совершенствование контроля работы штанговых насосных установок при эксплуатации скважин с направленным профилем ствола тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Исмагилов Салават Фаритович

• Исмагилов Салават Фаритович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Исмагилов Салават Фаритович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Виды отказов и методы контроля технического состояния штанговых насосных установок

1.1 Геолого-технические факторы, приводящие к осложнениям в работе насосных установок и виды осложнений

1.2 Анализ методов диагностики технического состояния штанговых насосных установок

1.3 Выводы

Глава 2. Математическая модель штанговой установки, работающей в осложненных условиях

2.1 Обзор существующих математических моделей работы УСШН

2.2 Динамическая модель штанговой колонны для скважин с направленным профилем ствола

2.3 Динамическая модель скважинного штангового насоса

2.4 Модель газожидкостного потока в подъемном лифте и затрубном пространстве

2.5 Результаты моделирования поверхностной динамограммы при нормальной работе штангового насоса

2.6 Моделирование осложнений в работе штангового насоса

2.7 Симулятор для расчета динамической динамограммы УСШН

2.8 Выводы

Глава 3. Двухуровневый метод диагностики технического состояния штанговых

насосных установок

3.1 Экспертная система диагностики состояния штанговых установок

3.2 Количественная оценка результатов, отраженных на динамограмме

неисправностей насосных установок

3.3. Рекомендации по устранению неисправностей, обнаруженных при анализе

динамограмм

3.4 Выводы

Глава 4. Исследование влияния подвески плунжера в цилиндре насоса на работоспособность штангового насосного оборудования

4.1 Расчет совместных деформаций колонны штанг и насосных труб

4.2 Решение задачи о подгонке плунжера в цилиндре при проведении спуско -подъемных работ

4.3 Анализ фактических динамограмм при низкой и высокой посадке плунжера

4.4 Деформации колонн штанг, труб и нагрузки на насосное оборудование при работе плунжера с ударом

4.5 Выводы

Основные выводы и рекомендации

Список используемых источников

Приложение А

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование контроля работы штанговых насосных установок при эксплуатации скважин с направленным профилем ствола»

Актуальность темы исследования

Современный этап развития нефтяной промышленности России и стран СНГ характеризуется переходом месторождений на завершающую стадию разработки, снижением темпов добычи нефти и увеличением доли малодебитных скважин, основным способом эксплуатации которых традиционно считается установка скважинного штангового насоса (УСШН). Наиболее актуальными задачами рентабельной разработки скважин механизированного фонда являются поддержание в работоспособном состоянии и обеспечение оптимальных условий эксплуатации насосного оборудования.

В настоящее время наиболее распространенным способом освоения нефтяных залежей является бурение скважин с направленным профилем ствола (НПС). К скважинам с направленным профилем ствола принято относить наклонно направленные, горизонтальные, многоствольные и многозабойные скважины, скважины с боковыми стволами. Особенности механизированной добычи нефти из этих категорий скважин обусловлены рядом распространенных осложнений при эксплуатации УСШН. Наличие в скважинах с НПС участков повышенной кривизны и наклона в сочетании с другими факторами способствует повышению напряженности работы добывающего фонда скважин, значительному возрастанию нагрузок на насосное оборудование, что, в конечном счете, приводит к существенному снижению межремонтного периода (МРП) работы, росту аварийности оборудования, а значит и снижению рентабельности процесса нефтедобычи в целом. В связи с этим возрастает роль оперативного контроля режима эксплуатации скважин с НПС и своевременной диагностики технического состояния насосного оборудования, позволяющей не только выявить осложнения, возникающие при эксплуатации УСШН, но и произвести количественную оценку, а также выработать рекомендации по устранению или уменьшению степени влияния выделенных осложнений и оптимизации технологического режима работы скважины по результатам полученной информации.

Цель и задачи

Целью работы является повышение эффективности определения технического состояния штанговых насосных установок в процессе эксплуатации

скважин с направленным профилем ствола путем разработки двухуровневого алгоритма диагностики оборудования УСШН, включающего количественное определение причин и факторов, вызывающих осложнения в его работе.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1 Анализ факторов, вызывающих отказ насосного оборудования, и существующих методов диагностирования УСШН; обоснование комплекса методов и контролируемых параметров, обеспечивающих полную диагностику состояния внутрискважинного оборудования.

2 Разработка математической модели штанговой установки, позволяющей моделировать влияние осложняющих факторов на ее работу; анализ формирования конфигурации динамограмм скважин с направленным профилем ствола, искаженных влиянием осложняющих факторов на работу насосного оборудования.

3 Разработка двухуровневого алгоритма диагностирования состояния штанговых насосных установок по фактической динамограмме, позволяющего производить количественную оценку степени влияния осложняющих факторов на работоспособность внутрискважинного оборудования.

4 Разработка методик подгонки плунжера при спуско-подъемных операциях после подземного ремонта скважины с учетом режима работы насосной установки и корректировки подвески плунжера по фактической динамограмме скважины, работающей с ударом в глубинном насосе.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлено на базе теоретического обобщения, систематизации и анализа литературного материала и промысловых данных работы скважин. Теоретические исследования динамических деформаций и нагрузок на оборудование производились при помощи методов математического моделирования физических процессов, теории упругости и методов решения уравнений математической физики. Разработка методов диагностирования по фактической динамограмме производилась с применением методов математической статистики, принципов и методов высокоуровневого программирования.

Научная новизна

1 Установлены основные закономерности формирования конфигурации динамограмм штанговых насосных установок в скважинах с направленным профилем ствола при наличии осложняющих факторов.

2 Разработана комплексная математическая модель работы УСШН, позволяющая получить динамику нагрузок и деформаций штанг по глубине и во времени, базирующаяся на использовании при построении динамограммы основных контролируемых на промысле технологических параметров работы скважины (динамический уровень, устьевое и затрубное давление и др.).

3 Разработаны квазистатическая и динамическая математические модели совместных деформаций колонны штанг и насосно - компрессорных труб, возникающих в процессе эксплуатации скважин штанговыми установками.

Практическая ценность результатов работы

1 Методика построения теоретической динамической динамограммы УСШН и разработанная на ее основе программа «Симулятор для расчета динамической динамограммы УСШН» (Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2017660007), позволяющая по заданным технологическим параметрам работы скважины рассчитывать динамические нагрузки на насосное оборудование, напряжения и деформации.

2 Двухуровневый алгоритм диагностирования осложнений и неисправностей в работе штанговых насосных установок по фактической динамограмме, позволяющий производить количественную оценку степени влияния осложняющих факторов на работоспособность внутрискважинного оборудования.

3 Разработан метод решения обратных задач по количественной оценке причин и факторов, вызывающих осложнения в работе УСШН, базирующийся на решении задачи динамики штанговой насосной установки.

4 Методики оптимизации технологического режима скважины по результатам полученной количественной информации, характеризующей степень проявления выявленных осложнений.

5 Методика подгонки плунжера при СПО после ПРС с учетом характера изменения деформаций и нагрузок при снижении динамического уровня

жидкости в скважине, позволяющая обеспечить работу насоса без удара в подземной части.

Положения, выносимые на защиту:

1 Закономерности формирования конфигурации динамограмм в скважинах с НПС при наличии осложняющих факторов.

2 Математическая модель работы УСШН в скважинах с НПС, позволяющая рассчитывать нагрузки на оборудование, растяжения колонн труб и штанг, а также осуществлять подгонку плунжера в цилиндре насоса при СПО после ПРС.

3 Двухуровневый метод диагностирования состояния насосного оборудования, включающий количественную оценку степени влияния осложняющих факторов.

4 Методики для выдачи рекомендаций по устранению или уменьшению влияния осложняющих факторов с учетом количественной информации, характеризующей степень их проявления.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2014» (г. Октябрьский, 14 марта 2014 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство» (г. Альметьевск 14-18 апреля 2014 г.); У1-й международной научно-практической конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии» (г. Алматы, Казахстан, 20-21 февраля 2014 г.); 1У-й международной научно-практической конференции «Информационные технологии. Проблемы и решения» (г. Уфа, 24-26 мая 2016 г.); международной научно-технической конференции, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде (г. Уфа, 16-18 ноября 2016 г.); международной научно - технической конференции, посвященной 60-летнему юбилею филиала УГНТУ в г. Октябрьском (г. Октябрьский, 10 февраля 2017 г.); 11-й международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» (г. Альметьевск, 25- 28 октября 2017 г.).

Публикации

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 14 работах, в том числе в 3 статьях, входящих в перечень ВАК РФ, получено 1 свидетельство Роспатента об официальной регистрации программы для ЭВМ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения списка литературы и приложения. Общий объем работы составляет 114 страниц и включает список литературы из 104 наименований, 48 рисунков и 8 таблиц.

ГЛАВА 1. ВИДЫ ОТКАЗОВ И МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ

УСТАНОВОК

1.1 Геолого-технические факторы, приводящие к осложнениям в работе насосных установок и виды осложнений

В настоящее время разработка основных нефтяных месторождений России и стран СНГ вступила в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии и переходом на механизированный способ добычи. Практика эксплуатации этих месторождений показала, что работа скважинного оборудования для подъема нефти подвержена значительным осложнениям. К факторам, осложняющим эксплуатацию скважины, резко снижающим эффективность их использования и, в конечном счете, повышающим себестоимость добываемой нефти относят следующие:

• направленный профиль ствола скважин;

• большую глубину скважин;

• вынос механических примесей из пласта;

• отложения парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях;

• высокий газовый фактор;

• высокую обводненность продукции;

• отложения неорганических солей;

• высокую коррозионную активность продукции скважины;

• высокую вязкость нефти.

Разбуривание скважин с направленным профилем ствола является одной из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений в последние годы. Опыт эксплуатации таких скважин показывает, что в большинстве случаев кривизна ствола скважины в сочетании с другими вышеперечисленными осложняющими факторами оказывает отрицательное влияние на технико-экономические показатели работы скважин.

Результаты анализа промысловых данных вследствие многочисленности и большого разнообразия факторов, влияющих на надежность и эффективность использования скважинного оборудования, имеют часто качественный характер и не позволяют строго оценить допустимые пределы изменения параметров профиля скважин с направленным профилем ствола. Тем не менее, на основе обобщения данных проведенных исследований, в регламенты по бурению заложены требования к профилю скважин с НПС, согласно которым профили скважин не должны иметь участки с интенсивностью искривления более 2' на 10 м при наборе угла наклона и 3' на 10 м на участке регулируемого снижения угла наклона.

Однако практика показывает, что значительная часть добывающего фонда скважин пробурена с нарушением этих требований. Кривизна скважин с НПС, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 70° и по интенсивности искривления до 5,5° на 10 м, вызывает заклинивание насосов и обрывы штанг. В процессе бурения большое распространение получил метод раннего (менее 100...200 м глубины) набора кривизны, позволяющий при современной технике контроля управлять положением бурильного инструмента и попадать в заданный круг допуска. Это приводит к значительному превышению интенсивности искривления ствола на участке набора кривизны над допустимым значением. С точки зрения эксплуатации скважин насосным способом участок набора кривизны должен располагаться как можно глубже. Такое противоречие приводит не только к осложнениям, но в ряде случаев к необходимости перевода скважин в иную категорию (пьезометрия, нагнетание и т.д.).

Ранняя высокая интенсивность искривления является причиной сложных аварий насосного оборудования, связанных со сквозным износом труб или истиранием штанговых муфт до полной потери несущей способности. Сверхнормативное искривление ствола скважин является источником возникновения нового вида напряжений в работе штанговой колонны -дополнительных напряжений от изгиба штанг [1-3].

Открытие и ввод в промышленную разработку подсолевых залежей нефти, расположенных на глубинах 3500...4500 м, связаны с большими осложнениями в эксплуатации добывающих скважин. Большая глубина скважин неизбежно

связана с существованием искривленных участков стволов, в которых происходит повышенный износ подземного оборудования. Агрессивность откачиваемых жидкостей усиливает износ и аварийность насосных установок [4,5].

Механические примеси, которые представляют собой твердые вещества, содержащиеся в пластовой жидкости и входящие в состав отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования, служат причиной преждевременных отказов УСШН: заклинивания плунжера в цилиндре, забивания клапанов, абразивного износа плунжерной и клапанной пар, а в сочетании с кривизной ствола скважины приводят к катастрофическому износу насосных штанг и труб, вплоть до потери их несущей способности.

Методы борьбы с механическими примесями включают в себя химические методы (использование химреагентов для крепления призабойной зоны пласта), физико-химические (коксование) и механические (установка на приеме насоса различных фильтров), получившие наибольшее распространение [6-8].

Отложения парафина представляют собой процесс образования на поверхности труб и других элементах глубиннонасосного оборудования естественных отложений, основу которых составляют высокомолекулярные парафиновые углеводороды. Термином «парафин» наиболее часто пользуются в нефтепромысловом деле для обозначения осадков, которые включают не только собственно парафины, но также асфальтены, смолы, сырую нефть, воду, песок, глину, неорганические соли, сульфиды железа. Сложность органических осадков в скважинах обусловливается не только составом нефти и газа, но составом попутно добываемой воды, условиями эксплуатации скважин, минералогическим составом пласта, а также периодичностью мероприятий по воздействию на пласт и подземное оборудование.

При добыче нефти с высоким содержанием парафина в скважинах, эксплуатируемых УСШН, возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках НКТ, штангах и в узлах глубинного насоса. Последствиями интенсивного отложения парафинов являются: снижение дебита пластовой жидкости за счет резкого уменьшения эффективного сечения насосно-компрессорных труб, ухудшение характеристик работы штанговых насосов [9, 10].

При решении технологической задачи предотвращения отложения парафинов приоритет отдается технологиям удаления отложений, которые включают в себя технологии непрерывного воздействия (скребки на штангах, защитные покрытия НКТ и др.), и технологии периодического воздействия (промывка растворителем или горячей жидкостью).

Отложения неорганических солей на элементах подземного оборудования скважин, увеличивающиеся с внедрением интенсивных систем разработки нефтяных месторождений и обводнением продукции добывающих скважин, являются довольно часто встречающимся осложнением при механизированной добыче нефти. Для скважин, оборудованных УСШН, характерным является отложение солей на сетке приема насоса, что снижает подачу насосной установки. Среди методов борьбы с солеотложением наиболее предпочтительными являются методы предотвращения отложений солей, суть которых заключается в применении различных химреагентов - ингибиторов процесса выпадения солевого осадка [11,12].

Разработка и эксплуатация месторождений скважинами с высоким газовым фактором осложнена отрицательным влиянием газа на работу штангового насосного оборудования. В процессе добычи нефти механизированным способом происходит ее разгазирование, сопровождающееся выделением свободного газа в стволе скважины. Часть газа, вместе со скважинной жидкостью попадает на прием насоса, в насосно-компрессорные трубы и выкидную линию. Другая часть выделившегося газа накапливается в затрубном пространстве над динамическим уровнем, оттесняя его.

Под влиянием газа происходит уменьшение коэффициента наполнения штангового скважинного насоса за счет того, что газ занимает часть рабочего объема цилиндра, и при движении плунжера в цилиндре насоса попеременно подвергается сжатию и расширению, что приводит к снижению подачи насоса, вплоть до возникновения такого эффекта, как срыв подачи насоса, который заключается в том, что насос перестает откачивать из скважины газожидкостную смесь, так как рабочая часть цилиндра полностью заполняется газом [13-19].

При значительном содержании газа на приеме насоса оказывается весьма сложным решение вопросов оптимизации давления на приеме насоса. Давление

на приеме насоса существенно влияет на технико-экономические показатели работы скважины. Оттеснение нефти в затрубном пространстве свободным газом в условиях высокого газосодержания на приеме насоса может привести к снижению динамического уровня жидкости и соответственно снижению давления на приеме. Снижение давления на приеме насоса приводит к уменьшению подачи насоса, увеличению нагрузок на глубиннонасосное оборудование, что в конечном счете ведет к преждевременному выходу из строя установки в целом.

Кроме непосредственного влияния на работу штангового насосного оборудования свободного газа, при заполнении цилиндра насоса газом происходит нагрев плунжерной пары и тепловое заклинивание насоса.

Высокая вязкость нефти - один из факторов, существенно осложняющих добычу нефти. К высоковязким относят нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПас. Высоковязкие нефти (ВВН) подразделяют на три группы: первая - с вязкостью 30-100 мПас; вторая - 100-500 мПас; третья -свыше 500 мПа с. Плотность нефти в каждой из этих групп колеблется в

3 3

пределах: в первой - 834-929 кг/м ; во второй - 882-955 кг/м ; в третьей - выше 934 кг/м . Подъем нефти с вязкостью до 1500 мПа с на поверхность производится преимущественно штанговыми насосами, однако с ростом вязкости откачиваемой жидкости снижается эффективность работы УСШН.

Добыча высоковязкой нефти неизбежно сопровождается увеличением нагрузок на глубиннонасосное оборудование. При вязкости откачиваемой продукции, превышающей 800 мПас, может происходить торможение штанг при ходе вниз с силой равной весу колонны штанг, которое приводит к рассогласованности движения головки балансира станка-качалки и колонны, увеличиваются нагрузки и количество выходов из строя насосного оборудования. Обводнение продуктивных залежей создает дополнительные осложнения, связанные с образованием стойких водонефтяных эмульсий обратного типа, которые в разы увеличивают вязкость добываемой продукции. Наибольшие осложнения, связанные с ростом сил вязкого трения, наблюдаются в интервале обводненности откачиваемой продукции 45-75%.

Основным направлением в борьбе с данным осложнением является обеспечение принудительного хода штанговой колонны вниз, для чего

разработаны двухплунжерные насосы различных конструкций. Распространенными методами при разработке месторождений ВВН являются: тепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, закачка горячей воды, паротепловые обработки скважин [20-27].

Значимым фактором, ускоряющим темп износа подземного оборудования, является коррозия металла в агрессивной среде. Обводнение продуктивных пластов и повышенная минерализация попутно-добываемой воды при наличии сил трения могут создавать условия интенсивного коррозионно-механического изнашивания металла штанг и труб. Износу оборудования способствует наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, выносимых из пласта (прежде всего кварцевого песка), или образующихся в скважине (продукты коррозии металла). Попадая в зону трения, они могут многократно ускорить износ материала штанг и труб. Для скважин с коррозионно активной продукцией разработаны стеклопластиковые насосные штанги (СПШ), данные применения которых за рубежом свидетельствуют, что они позволяют на 17...50% снизить массу штанговых колонн. Кроме того, при увеличении отбора жидкости и соответственно числа ходов в минуту, уменьшается максимальная нагрузка на полированный шток на 17..34%, и максимальный вращающий момент [28].

Сверхнормативное искривление ствола скважин является источником возникновения нового вида напряжений в работе штанговой колонны -дополнительных напряжений от изгиба штанг. Особенно актуальным этот вопрос является при использовании легких стеклопластиковых штанг. При работе в искривленных и наклонных скважинах существует вероятность возникновения сжимающих напряжений, несмотря на повышенную эластичность СПШ. До настоящего времени отсутствуют научно-обоснованные требования к кривизне ствола скважин, оборудованных СПШ.

Таким образом, многочисленные осложнения, проявляющие себя в процессе эксплуатации скважин механизированным способом, приводят к увеличению напряженности работы добывающего фонда скважин, росту аварийности оборудования и снижению эффективности процесса нефтедобычи. И поскольку наиболее эффективным способом борьбы с осложнениями является их предупреждение, повышается значимость оперативного контроля режима

эксплуатации скважин и своевременной диагностики технического состояния глубиннонасосного оборудования.

1.2 Анализ методов диагностики технического состояния штанговых

насосных установок

Одним из путей повышения эффективности добычи нефти является применение оперативного технического диагностирования насосной установки, которое позволяет своевременно определять неисправности в различных частях установки и прогнозировать ее дальнейшее состояние. А оптимальное планирование ремонтов и обслуживаний установки позволяет не только повысить надежность работы, но и снизить технологические затраты.

С появлением механизированной добычи нефти с УСШН возникла необходимость изучения механизма их работы. Исследованиям в данной области были посвящены работы советских ученых: Белова И.Г., Адонина А.Н., Вирновского А.С., Пирвердяна А.М., Касьянова В.М, Репина Н.Н., Муравьева И.М., американских ученых Гиббса С.Г, Неели А.Б и др. [29-36].

Исследование механизма работы УСШН показало, что информация об усилии в точке подвеса штанг содержит полные и наименее искаженные данные о состоянии подземного насосного оборудования. С тех пор динамометрирование стало общепринятым способом контроля работы и диагностирования состояния подземного оборудования УСШН.

В соответствии с принятой классификацией на настоящий момент выделяют два класса методик диагностики состояния УСШН по динамограммам: распознавание образов практических динамограмм, основанное на сравнении с эталоном; и определение неисправности исходя из физических законов получения динамограммы ненормальной работы насоса. В свою очередь, первый класс методик можно подразделить на следующие виды, в зависимости от методов выделения признаков неисправности [37]:

• Матричное представление практической динамограммы;

• Вычисление признаков Фурье, полученных из практической динамограммы, и признаков на базе рядов, отличных от рядов Фурье;

• Анализ отклонения практической динамограммы от эталонной;

• Выделение релевантных точек на практической динамограмме.

Зюзев А. М., Костылев А. В. [38] используют нейросетевой подход для распознавания образов практических динамограмм, которые переводят в матричную форму цифрового представления. Задача распознавания фактических динамограмм базируется на применении технологии нейронных сетей.

На вход сети подается предварительно сформированная вектор-строка, характеризующая вид анализируемой динамограммы. На выходе сети получается значение в виде числа коэффициента принадлежности распознаваемой динамограммы к каждой из девяти типовых динамограмм; для обучения сети применяется итеративный градиентный метод с комбинированным алгоритмом обратного распространения ошибки с возмущением и адаптацией параметра скорости настройки.

Тестирование нейронной сети показало, что данная структура обладает достаточно высокой точностью к распознаванию динамограмм. К преимуществам данного подхода можно отнести общность подхода к анализу всего разнообразия динамограмм. К недостаткам можно отнести то, что для распознавания более сложных динамограмм требуется увеличивать размеры матрица и значительно усложнять реализацию нейронной сети.

Известна автоматическая система идентификации состояния и режима работы скважинной штанговой насосной установки с применением динамометрирования и нейросетевых технологий для управления технологическим процессом добычи нефти. Применение нейронных сетей обеспечило достоверность распознавания классов состояний насосного оборудования до 88-92% [46].

Нейросетевой подход применяется также и в методике Оганезова [39]. Здесь динамограмму преобразуют в вид матрицы бинарного представления. Практическую динамограмму разбивают на М*К ячеек. Ячейку, содержащую в себе часть динамограммы, обозначают как 1, а пустую как 0. Диагностика неисправности производится посредством нейронной сети, которая обучается на нескольких эталонных динамограммах, также представленных в матричной форме, и соответствующих одной и той же неисправности. Для распознавания

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Исмагилов Салават Фаритович, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М., Алексеев Ю.В., Рагулин В.А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири.- М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1997. -56 с.

2. Уразаков К.Р. Проблемы эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири и пути их решения // Нефтяное хоз-во.-1996.-№4, С.72-74.

3. Уразаков К.Р. Осложнения при эксплуатации наклонно-направленных и искривленных скважин // Тр. Башнипинефть.-1994.-Вып.88.-С.81-86.

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

5. Исмагилов С.Ф. Методы диагностирования технического состояния штанговых установок. // Всероссийская научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство». Сборник материалов конференции. -Альметьевск: Изд-во «АГНИ», 2014.

6. Смольников С.В., Топольников А.С., Уразаков К.Р., Бахтизин Р.Н. Методы защиты насосного оборудования для добычи нефти от механических примесей. - Уфа, «Нефтегазовое дело», 2010, 41с.

7. Бахтизин Р.Н., Смольников Р.Н. Особенности добычи нефти с высоким содержанием механических примесей. // Нефтегазовое дело. -2012.-№5. -С. 159169.

8. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка - М: Недра, 1986. -120 с.

9. Исмагилов С.Ф. Виды отказов и методы технической диагностики штанговых насосных. Уфа: изд-во «Нефтегазовое дело», 2014. 49 с.

10. Галимов А.М. Совершенствование методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе добычи нефти, автореф. диссертации на соискание степени к.т.н. Уфа, 2013, 24 с.

11. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. - 432 с.

12. Топольников А.С. Прогнозирование солеотложения в скважине при автоматизированном подборе насосного оборудования // Инженерная практика. -2009.-№1. -С. 16-21.

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

14. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. -М.: Нефть и газ, 2003. -816 с.

15. Уразаков К.Р., Молчанова В. А., Топольников А.С. Математическая модель штанговой установки с эжектором для откачки газа из затрубного пространства // Интервал. -2007. -№6(101). С. 54-60.

16. Исмагилов С.Ф., Топольников А.С. Диагностика состояния скважинного штангового насосного оборудования // Международная научно-техническая конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле -2014». Сборник материалов конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014.

17. Власов В.В. Эффективность применения стандартного скважинного насоса в процессе откачки многокомпонентной жидкости // Нефтегазовое дело (электр. науч. журнал). -2003. №2. -С. 1-7.

18. Иоаким Г. Добыча нефти и газа. -М.: Недра, 1966. -544с.

19. Алиев Ш.Н. Влияние механизма движения пузырьков газа на эффективность применения газозащитных приспособлений в наклонных скважинах // Нефтепромысловое дело. -№11. -1980. -С.16-18.

20. Батыров Х.М. Применение штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело -1981. -Вып. 9. -С. 24-28.

21. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа. Башкнигоиздат, 1992. 148 с.

22. Нагаев Ф.М. Некоторые вопросы аварийности колонны штанг при добыче высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. -1976. -№24. -С. 8-11.

23. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. -М.: Недра, 2003. -302 с.

24. Валеев М.Д. Исследование гидродинамических нагрузок на глубиннонасосное оборудование в процессе откачки вязких нефтяных эмульсий: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1977. 24 с.

25. Уразаков К.Р., Сейтпагамбетов Ж.С. Давлетов М.Ш. Скважинный насос для подъема высоковязких нефтей // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: сб. науч. тр. - Уфа, БашНИПИнефть, 2000. -Вып. 103. - С.57-56.

26. Штанговая насосная установка: пат. 2395718 Рос. Федерация / К.Р. Уразаков, Е.П. Масленников, А.М. Шайхулов. - №2009125898/06; заявл. 06.07.2009; опубл. 27.07.2010, Бюл. №21. - 3 с.

27. Штанговая насосная установка: пат. 2565947 Рос. Федерация / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, Т.А. Хакимов - №2009125898/06; заявл. 25.11.2014; опубл. 20.10.2015, Бюл. №29. - 4 с.

28. В.Н. Глущенко, Силин М.А. Нефтепромысловая химия. М.: Интерконтакт Наука, 2009. - 588 с.

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

30. Вирновский А.С. Теория и практика глубинно-насосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971. -184 с.

31. Репин H.H., Девликамов В.В., Юсупов О.М. Технология механизированной добычи нефти. М.: Недра, 1976. -320 с.

32. Крылов А.П., Муравьев И.М. Эксплуатация нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

33. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации.-М.: Недра 1965.-191с.

34. Пирвердян A.M., Адонин А.Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса.'-Баку: АЗНЕФТЕИЗДАТ, 1955.191 с.

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

36. Муравьев И.М., Репин H.H. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра 1972.- 208 с.

37. Садов В.Б. Определение дефектов оборудования нефтяной скважины по динамограмме // Вестник ЮУрГУ. Серия «Компьютерные технологии, управление, радиоэлектроника» -2013. -Том 13. -№1. С.61-71.

38. Зюзев А. М., Костылев А. В. Система диагностики ШГНУ на основе нейронной сети // тр. Всерос. Науч. Конф. - М.: ИПУ РАН. 2004. С. 1273-1287.

39. Мансафов Р.Ю. Новый подход к диагностике работы УСШН по динамограмме. / Р.Ю. Мансафов // Инженерная практика. №9. 2010. С. 82-89.

40. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А. А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. -М.: Недра, 1988. 232 с.

41. Ильясов Б.Т., Тагирова К.Ф., Дунаев И.В. Нейросетевое диагностирование нефтепромыслового оборудования с использованием вейвлет-анализа // Труды шестой междунар.конф. (С81Т'2004). Будапешт, 2004. -Т.2. -С.157- 159.

42. Ильясов Б.Г., Тагирова К.Ф., Дунаев И.В. Автоматизация диагностики нефтедобывающего оборудования с использованием нейронных сетей // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2005 г. -№4. -С. 11-18.

43. Шумихин А.Г., Александров И.В., Плехов В.Г. Автоматизация диагностики технического состояния штанговых глубинных насосов на основе методов прецедентов // Вестник ПНИПУ. Серия Химическая технология и биотехнология. -2012. -№14. -С. 5-12.

44. Ковшов В. Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки // Известия вузов. Нефть и газ. - 2011.-№ 3. - С. 25-29.

45. Исмагилов С.Ф. О возможности комплексной диагностики состояния наземного и глубинного оборудования УСШН с помощью ваттметрирования // Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде: сб. тезисов - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. -С. 91-98.

46. Исмагилов С.Ф, Гизатуллин А.Р., Салахова Г.Р. Анализ методов диагностирования технического состояния скважинных штанговых установок // Информационные технологии. Проблемы и решения: сб. науч. трудов IV Международной научно-практической конференции - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. Том 1(3). -С. 35-38.

47. Дунаев И.В. Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на основе динамометрирования и нейросетевых технологий: автореф. диссертации на соискание степени к.т.н. 2007. 25 с.

48. Кричке В.О. Автоматический анализатор работы глубиннонасосной установки // Автоматизация и телемеханика в нефтяной промышленности. -1975. -№ 12. -С. 10 - 14.

49. Кричке В.О. Анализ работы станков-качалок с помощью автоматических устройств // Автоматизация и телемеханика в нефтяной промышленности. -1976. -№ 5. -С. 23 - 25.

50. Хакимьянов Н.И., Пачин М.Г. Мониторинг состояния штанговых глубиннонасосных установок по результатам анализа ваттметрограмм //

51. Софьина Н.Н., Шишлянников Д.И., Корнилов К.А. Вагин Е.О. Способ контроля параметров работы и технического состояния СШНУ // MASTER'S JOURNAL. -2016. №1. -С. 247-257.

52. Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М.: Недра, 1983. 455 с.

53. Касымов Ш.А., Наджимитдинов А.Х., Бахир В.М. Исследования колебаний устьевого давления на скважинах, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами // СредАзНИИгаз. -1998. -C. 12-14.

54. Исмагилов, С.Ф. Simulation of dynamic loads in view of complications in the rod pump / С.Ф. Исмагилов // Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии: материалы VI Международной научно-практической конференции, Алматы, 20-21 февраля 2014 г. -Алматы: КБТУ, 2014. -С. 84-87.

55. В.М. Касьянов. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1973. -95 с.

56. И.А. Чарный, А.И. Фрейдензон, Ц.Т. Арустамова. Динамический расчет штанг глубоких нефтяных насосов с учетом сил трения о насосные трубы // Изв. АН СССР, ОТН. -1949. -т.6. -C. 855-875.

57. М.М. Хасанов, М.Д. Валеев, К.Р. Уразаков. О характере колебаний движения жидкости в НКТ глубиннонасосных скважин // Известия вузов Сер. Нефть и Газ. -1991. -№ 11 -С.32-36.

58. А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. -464 с.

59. Садов, В.Б. Моделирование динамограмм при добыче нефти глубинными штанговыми насосами / В.Б. Садов // Информационно-измерительные и управляющие системы и устройства: сб. тр. приборостроит. фак.- 2011. - С. 172-177.

60. Ковшов В. Д., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. Моделирование динамограммы станка-качалки // Нефтяное хозяйство. -№ 11. -2005. -С.47-54.

61. Ковшов, В.Д Моделирование динамограммы станка-качалки. Нормальная работа насоса / В.Д. Ковшов, М.Е. Сидоров, С.В. Светлакова // Нефтегазовое дело. - 2004. - Т. 2. - С. 75-81.

62. Ковшов В.Д Моделирование динамограммы станка-качалки. Утечки в клапанах / В.Д. Ковшов, М.Е. Сидоров, С.В. Светлакова // Нефтегазовое дело. -2005. - Т. 3. - С. 47-54.

63. Малюгин А. А., Казунин Д.В. Расчет динамограмм штангового насоса в режиме реального времени // «Современная наука: актуальные проблемы теории и практики». Серия «Естественные и Технические науки». -2017. -№1. -С. 36-40.

64. Уразаков К.Р., Дмитриев В.В., Агамалов Г.Б. Модель штанговой колонны для наклонно направленной скважины // Труды 3-ей Международной практической конференции и выставки «Механизированная добыча 2006», Москва, 29-31 марта 2006.

65. Gibbs S.G. Predicting the behavior of sucker rod pumping systems // J. Pet. Tech. V.7. 1963. Pp.769-778.

66. Gibbs S.G., Neely A.B. Computer diagnosis of down-hole conditions in sucker rod pumping wells // J. Pet. Tech. V.1. 1966. Pp. 93-98.

67. Седов Л.И. Механика сплошной среды, т.2, СПб: Лань, 2004. 568 с.

68. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа, М.: Наука, 1987. 840 с.

69. Методика расчета динамической динамограммы УСШН. / Уразаков К.Р., Исмагилов С.Ф., Давлетшин Ф.Ф., Шакирова Р.Ф. // Учебно - методическое пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. 26 с.

70. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993. 168 с.

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

72. А.С. Топольников, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов. Математическая модель штанговой установки, работающей в осложненных условиях // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. -2015. -т.8. -№1.- С. 235-251.

73. Brill J.P., Mukherjee H.K. Multiphase flow in wells. SPE, 1999. -384 p.

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

75. Standing M.B. Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems, SPE, 1981. 124 p.

76. Уразаков К.Р., Вахитова Р.И., Топольников А.С., Дубовицкий К.А., Ахметшин Р. А. Расчет и подбор устьевого эжектора для скважин, оборудованных электроцентробежными установками // Нефтегазовое дело (электр. науч. журнал). -2013. №4. С.212-224.

77. Shoham O. Mechanistic Modeling of Gas-Liquid Two-phase Flow in Pipes. -SPE, 2006. 402 p.

78. Hasan A.R., Kabir C.S. Two-phase flow in vertical and inclined annuli // Int. J.Multiphase Flow. -Vol.18. -1992. -Pp. 279-293

79. Хайрер Э., Нерсетт С., Ваннер Г. Решение обыкновенных дифференциальных уравнений. Нежесткие задачи. -М.: Мир, 1990. -512 c.

80. Бахтизин, Р.Н. ПО «Симулятор для расчета динамической динамограммы УСШН» / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов, Ф.Ф. Давлетшин. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2017660007 от 13 сентября 2017 г.

81. Бахтизин, Р.Н. Разработка двухуровневого метода диагностирования штанговых установок при эксплуатации скважин в осложненных условиях / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли: материалы II Международной

научно-практическая конференции, Альметьевск, 25-28 октября 2017 г. -Альметьевск: Изд-во АГНИ, 2017. С.112-118.

82. Уразаков К.Р., Князев О.В., Бахтизин Р.Н., Мухаметшин Р.К. Диагностика работы УСШН на основе анализа данных динамометрии //Тр. /Башнипинефть.- Уфа, 1995 -Вып.90.- С. 54-61.

83. Уразаков, К.Р. Диагностика состояния скважинных штанговых насосных установок по динамограмме / К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников, Ф.Ф. Давлетшин // Опыт, проблемы и перспективы развития неразрушающих методов контроля и диагностики машин и агрегатов: сб. науч. трудов Международной научно - технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. -С. 353-358.

84. Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, А.С. Топольников и др. Добыча нефти штанговыми установками в осложненных условиях. -Уфа: изд. УГНТУ, 2016. -172 с.

85. Волков Е. А. Численные методы. -М.: Физматлит, 2003. -248 с.

86. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теория упругости. М.: Наука, Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. - 248 с

87. Ш.Н. Алиев. Влияние механизма движения пузырьков газа на эффективность применения газозащитных приспособлений в наклонных скважинах // Нефтепромысловое дело. -1980. №11. С. 16-18.

88. И.В. Бурцев. К определению коэффициента подачи штангового насоса // Физ.-хим. и разработка нефтяных месторождений. -1978. С.45-49.

89. В.И. Грайфер. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. Казань: Таткнигиздат, 1973. 242 с.

90. Ю.В. Алексеев. Эмпирические зависимости коэффициента подачи штанговой установки. //сб. науч. тр. БашНИПИнефть, 2000. №103. С.9-14.

91. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: Недра, 1982. 192 с.

92. Басниев К.С. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986. -303 с.

93. В. В. Сарапулова, Р. К. Мухамедшин, А. Я. Давлетбаев. Особенности прогнозирования предельного затрубного давления в добывающих скважинах при проведении гидродинамических исследований методом кривой восстановления давления. // Вестник Башкирского университета. 2016. Т. 21. №4. С.877-886.

94. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Приближенный расчет гидродинамического сопротивления движению колонны штанг в наклонно направленных скважинах// Сб. науч. тр. ВНИИ "Эксплуатация скважин механизированным способом". -1985. - Вып. 93.

95. Уразаков К.Р., Валеев М.Д., Салимгареев Т.Ф. Упрощение формулы для определения сил гидродинамического сопротивления движению штанговой колонны// Изв. вузов. - 1986. - № 10.

96. Н.А. Романова. Методика построения карты водонефтяных эмульсий в скважинах, оборудованных установками штанговых насосов. //Нефтегазовое дело. -2010. -Т.1. С. 1-8.

97. Одинг И.А., Допускаемые напряжения в машиностроении, -М.: Машгиз, 1962. -260 с.

98. Алексеев Ю.В., Уразаков К.Р., Агамалов Г.Б., Бондаренко К.А. Метод расчета динамического растяжения штанговой колонны // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздней стадии разработки / Сб.научных трудов № 110. Башнипинефть, Уфа, 2002. С. 55-60.

99. Методика расчета посадки плунжера в цилиндре насоса. / Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р., Бакиров Р.И., Баширов И.Р., Киселев А.В, Исмагилов С.Ф., Давлетшин Ф.Ф. Журнал «Нефтяное хозяйство». -2017. -№12.

100. К.Р. Уразаков, В.В. Дмитриев, А.Р. Буранчин, 3.3. Алиев, Г.Б. Агамалов. Влияние деформации насосных труб на дебит и межремонтный период работы скважин //Нефтегазовое дело. 2009. №1. С.15-19.

101. Современные методы насосной добычи нефти: монография / Г. Г. Гилаев, Р. Н. Бахтизин, К. Р. Уразаков. - Уфа: Восточная печать, 2016. -412 с.

102. К.Р. Уразаков, С.Е. Здольник, М.М. Нагуманов и др. Справочник по добыче нефти. М.:Недра, 2012.— 672 с.

103. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамометрированием. М.: Гостоптехиздат. 1954. 128 с.

104. Шувалова С.Г. Чтение и разбор динамограмм глубоких насосов. М.: Академия мед. наук. 1949. 24 с.

Приложение А