Совершенствование насосной штанги и метода расчета её усталостной характеристики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат технических наук Ризванов, Рамиль Рифович

• Ризванов, Рамиль Рифович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ризванов, Рамиль Рифович

Оглавление

Оглавление

Введение

1. Этапы совершенствования насосных штанг

1.1.Насосные штанги в ранний период их развития

1.2.Металлические штанги

1.3.Обзор исследований в области насосных штанг

1.4.Обзор ограничений циклических напряжений по И.А. Одингу и модифицированной диаграмме Гудмана

1.5. Выводы

2. Моделирование и оптимизация насосной штанги

2.1.Стандартная насосная штанга

2.2.Моделирование стандартной конструкции

2.3.Разработка конструкции новой составной насосной штанги

2.4.Сравнение полученной зарезьбовой канавки с стандартизованной

2.5.Оценка адекватности компьютерного моделирования технического состояния насосной штанги

2.6.Вывод ы

3. Моделирование напряженного состояния сборной насосной штанги

3.1.Предварительные расчеты

3.2.Взаимосвязь усилия в зарезьбовой канавке и внешнего усилия

3.3.Обеспечение фиксации упорного кольца

3.4.Предотвращение отворота резьбовой головки

3.5.Расчет требуемого момента завинчивания резьбовой головки

3.6.Вывод ы

4. Метод расчета допустимого приведенного напряжения

4.¡.Сравнение методов ограничения напряжений на насосную штангу

4.2.Метод конвертации

4.3. Выводы

Основные выводы и результаты

Приложение 2. Листинг исходных кодов для метода получения приведенного напряжения в ПК MAXIMA

Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование насосной штанги и метода расчета её усталостной характеристики»

Введение

Актуальность темы

Установки скважинного штангового насоса имеют по-прежнему лидирующую популярность. Такими установками оборудовано до 60% фонда скважин в России и до 90% в США. В таких установках колонна насосных штанг является одним из ключевых элементов, определяющих продолжительность межремонтного периода. Большая глубина спуска насоса, искривление скважин, повышенная вязкость и высокая коррозионная агрессивность добываемой жидкости повышают нагрузку на штанговую колонну и снижают её усталостную прочность. Сочетание указанных факторов с ограниченной несущей способностью штанг приводит к их преждевременным обрывам. Причинами низкого качества штанг являются особенность конфигурации головки и существующая технология её производства.

Нынешняя форма головки насосной штанги известна со времен начала промышленной скважинной эксплуатации и имеет недостатки, обусловленные значительными перепадами диаметров и переходов квадратно-круглых сечений, что приводит к повышенным концентрациям напряжений и гидравлическому сопротивлению. Изготовление насосной штанги производится высадкой головки штанги при высокотемпературном нагреве в 5 переходов, приводя к снижению технической характеристики штанг в связи с нарушением исходной микроструктуры металла и повышению стоимости производства.

В связи с этим разработка насосной штанги новой конструкции и совершенствование метода расчета приведенных напряжений с использованием механической характеристики материала штанг являются актуальной задачей.

Цель работы

Увеличение межремонтного периода штанговых установок путем разработки оптимальной конфигурации насосных штанг и совершенствования метода расчета их усталостной характеристики.

Основные задачи исследований

1. Анализ тенденций модернизации конструкции насосных штанг и опыта их эксплуатации.

2. Исследование напряженно-деформированного состояния растяжения насосных штанг при высоких нагрузках.

3. Разработка сборной насосной штанги принципиально новой формы повышенной работоспособности.

4. Разработка метода расчета технологических параметров, регламентирующих характер напряженно-деформированного состояния в областях сопряжения деталей штанги новой конструкции.

5. Разработка метода оперативного вычисления усталостной характеристики насосных штанг в виде приведенного напряжения.

Научная новизна

1. Исследованием напряженно-деформированного состояния в головке стандартной насосной штанги, в областях перехода квадратно-круглого сечения и скруглений зарезьбовой канавки выявлены наиболее нагруженные зоны, напряжения в которых превышают напряжения в теле штанги на 70-75%.

2. Установлено, что выполнение насосной штанги сборной конструкции увеличивает допустимые нагрузки на 25% по сравнению со стандартной штангой.

3. Впервые для сборной насосной штанги выведены условия обеспечения фиксации упорного кольца на теле штанги, получена зависимость растягивающего усилия в зарезьбовой канавке от внешнего прикладываемого усилия с применением конечно-элементного анализа,

выведено условие предотвращения отворотов при заданных эксплуатационных раскручивающих моментах. На основе теории И.А. Одинга показано, что начальное прижатие резьбовой головки к упорному кольцу должно быть минимальным, при условии выдерживания требуемых режимов нагрузок. Дополнительное увеличение силы прижатия снижает усталостную прочность штанги.

4. Разработан новый метод расчета максимально допустимых приведенных напряжений по И.А. Одингу для насосных штанг на основе приближения областей допустимых циклических напряжений по И.А. Одингу и модифицированной диаграмме Гудмана.

Практическая ценность

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при подготовке инженеров по специальностям 130503 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, 130602 - Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов, а также магистров по направлению 130500 - Нефтегазовое дело.

Сборная насосная штанга новой конструкции принята к внедрению в ООО «Башнефть-Добыча».

Методы исследований

Для исследования возникающих напряжений и оптимизации формы насосной штанги использовалось компьютерное конечно-элементное моделирование напряженно-деформированного состояния штанги. Для обеспечения достоверности расчетных результатов, полученных при моделировании, и конструктивных решений были проведены экспериментальные испытания опытных образцов. Для определения требуемого момента завинчивания для штанги сборной конструкции использовались аналитические расчеты и моделирование методом конечных элементов. Метод вычисления максимально допустимого

приведенного напряжения реализован на основе оптимизационного метода минимизации целевой функции, с использованием численного метода Ньютона-Рафсона для одномерной и многомерной оптимизации с применением матрицы Гесса.

На защиту выносится конструктивное решение по увеличению межремонтного периода установок скважинного штангового насоса, метод расчета допустимых моментов завинчивания сборной штанги, метод оперативного определения допустимого приведенного напряжения для штанг.

Апробация результатов исследований

Основное содержание диссертации докладывалось и обсуждалось на международной научной конференции «Нефть-Газ, нефтепереработка и нефтехимия», посвященной 90-летнему юбилею Азербайджанской государственной нефтяной академии (Баку, 2010 г.); научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-УфаНИПИНефть» (Уфа, 2010, 2011, 2012 гг.); научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» (Уфа, 2011 г.); всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Инновационные решения в строительстве скважин» (Уфа, 2011 г.); II международной научно-практической конференции «Новые технологии в нефтегазодобыче» (Баку, 2012 г.).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 11 печатных трудах, в том числе в 1 монографии и 4 статьях, три из которых в ведущих рецензируемых научных журналах из перечня ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 121 наименования, 2 приложений и изложена на 109 листах машинописного текста, включая 67 рисунков и 6 таблиц.

1. Этапы совершенствования насосных штанг

1.1. Насосные штанги в ранний период их развития

Добыча нефти ведет свой отсчет с Х1-1Х века до н.э. В те времена нефть добывалась в основном бадьями или бурдюками из нефтяных скоплений. Её применяли в бытовых, медицинских и даже военных условиях как горючий материал, смазывающее вещество и др. Нефть собирали с поверхности земли или копали колодцы в местах скопления для сбора вручную или с помощью конной тяги. Со временем добыча нефти увеличивалась за счет фонтанных скважин и за счет добычи нефти методом тартания. Этот метод предусматривает добычу нефти желонкой, представляющей из себя бадью с открывающимся внутрь донным клапаном. Изначально тартание применяли для добычи нефти из колодцев, а впоследствии форма желонки приняла более вытянутый вид, проходящий в ствол обсадной трубы нефтяной скважины [14,16].

Добыча нефти тартанием в России в начале XIX века была одним из основных способов и к 1913 году так добывалось 95% всей нефти. Позже формируется промышленная скважинная добыча нефти. С 1923 года начинается внедрение глубинно-насосного способа добычи нефти штанговыми насосами. В это время впервые начали применять жесткие колонны для передачи движения плунжеру глубинного насоса. Эти колонны состояли из сочлененных насосных штанг, изначально изготавливаемых из длинных деревянных стержней с металлическими стыковочными наконечниками. Преимущественно во второй половине XIX века в патентном бюро США начали регистрироваться патенты на конструкцию наконечников деревянных насосных штанг, или способы их соединения в колонну.

Кроме того, сырьем для производства штанг служил белый американский ясень (рисунок 1), также распространенный на территории

В)

Рисунок 2 - Исторические артефакты деревянных насосных штанг

С началом скважинной эксплуатации, на глубине несколько десятков или даже сотен метров, деревянные насосные штанги пользовались популярностью, это объяснялось их достаточной прочностью, сравнительной легкостью и низкой стоимостью. Когда глубины бурения стали достигать 450, 600 метров, появилась потребность в более прочных штангах, тогда же в 1880-1890 годах деревянные штанги начали разделять популярность с металлическими. Деревянные насосные штанги из белого ясеня производятся и в настоящее время, но в большей степени применяются в водяных скважинах (рисунок 3) [59,72].

были освещены вопросы изменения технического состояния штанг при сложном напряженно-деформированном состоянии.

Дальнейшие наиболее основательные исследования проведены Б.Б. Круманом, изложенные в монографии обобщающей и систематизирующей предыдущие научные исследования о работоспособности насосных штанг и производственного опыта их эксплуатации [15]. Разграничена роль коррозионного и механического факторов при разрушении насосных штанг. Механический фактор в виде концентраций напряжений в переходных зонах является первопричиной обрывов штанг. В качестве методов повышения работоспособности штанг предложено совершенствование конструкции применение новых более прочных материалов и разного рода их упрочнение.

И.А. Одинг проводил научные исследования по предельным усталостным напряжениям для несимметричных циклов исходя из связи между энергией поглощенной при деформации и пределом усталости. Его иследования совпадают не только с его опытами но и с опытами других исследователей в частности для циклов имеющих среднее напряжение растяжения, являющихся актуальным для данного вопроса [6,15,100,101]. Над вопросом ограничения циклических напряжений для штанг работал A.A. Харди вместе с Американским нефтяным институтом и модифицировал диаграмму Гудмана, которая оказалась не приемлема для расчетов штанговой колонны, вследствие особенного характера и условий её нагружения [64,65].

Для расчета максимальных и минимальных нагрузок используются приближенные формулы достаточно точные для вертикальных скважин И.А. Чарного, И.М. Муравьева, Д.С. Слоннеджера, Д.О. Джонсона, К.Н. Миллса, Е. Кемлера с принятым статическим режимом работы, с мало влияющими динамическими составляющими [53,81].

Согласно работам [106,107,108,109,110,111,112] насосные штанги в пространственно-искривленных скважинах являются наиболее слабым звеном УСШН. Рост вязкости и образование эмульсии значительно увеличивает амплитуду нагрузок на штанги приводя к росту обрывности в 4-5 раз [104]. К.Р. Уразаковым проведена большая работа по исследованию жесткости изгиба муфтовых соединению, трению насосных штанг и муфты об насосные трубы, конструированию штанговых колонн в наклонно направленных скважинах; расчетам оптимальных параметров скважин в режиме периодической откачки и другим [51]. Работы С.Г. Зубаирова также посвящены закономерностям изменения сил трения штанг о трубы, решению проблем при эксплуатации штанговых колонн при добыче высоковязких нефтей и при эксплуатации в искривленных скважинах, в том числе использованием шарнирных муфт, и конструированию штанговых колонн для искривленных скважин [102,103].

Проведено подробное статистическое исследование Ю.В. Пчелинцевым Ю.В по работоспособности насосных штанг на различных месторождениях в зависимости от технологических параметров [45]. В таблице 1 показано, что область головки насосной штанги является наиболее уязвимой, а в таблице 2 показано соотношение по местам обрыв в головке.

Таблица 1 - Соотношение количества обрывов в насосной штанге

по головке и телу

Количество обрывов

Место обрыва Диаметр штанг, мм (дюймы) Общее число %

25(1) 22(7/8) 19(3/4)

По головке 13 208 157 378 86,8

По телу 2 22 33 57 13,2

Таблица 2 - Соотношение обрывов в головке насосной штанги по местам

Место обрыва Количество обрывов

Диаметр штанг, мм (дюймы) Общее число %

25(1) 22(7/8) 19(3/4)

Галтель 3 142 132 277 73,3

Резьба 10 64 25 99 26,2

Квадрат — 2 — 2 0,5

Существуют работы по усовершенствованию планирования и ремонта насосных штанг как в работе В.А. Климова [13], где также предложена уточненная формула приведенного напряжения с учетом геометрии скважины повышая надежность расчетов при подборе оборудования. В работе Ф.Г. Халимова исследуются отворотные моменты в штанговой колонне, а также показано, что для повышения работоспособности насосных штанг за счет снижения напряженного состояния необходимо конструировать колонну штанг из автономных во вращательном движении интервалов [55].

В.В. Семеновым проведена большая работа по диагностике насосных штанг на предмет установления дефектов и экспуатационных свойств материала насосных штанг штанг [105]. В частности предложена концепция магнитоиндукционной диагностикой в постоянном магнитном поле при действии растягивающей нагрузки; по уровню шумов Баркгаузена в теле упрогодеформируемой штанги, ассиметрично повторяющейся нагрузкой; по виду индикаторной линии приложенной по телу штанги, пластически деформированного действием продольной растягивающей нагрузки и кручением; по виду механической характеристики материала штанги деформируемой действием продольной растягивающей нагрузки до микропластики и по виду механической характеристики материала, в

дальнейшем пластически деформируемого действием продольно растягивающей нагрузки и кручения; по характеру изменения напряженности магнитного поля рассеяния от действия продольной растягивающей нагрузки, приложенной к локально намагниченной штанге; по характеру изменения тангенциальной составляющей магнитного поля остаточно намагниченной штанги под нагрузкой как в области упругой, так и пластической ее деформации. Автором предложены также новые факторы влияющие на работоспособность штанг.

1.4. Обзор ограничений циклических напряжений по И.А. Одингу и модифицированной диаграмме Гудмана

Работоспособность штанговой колонны обеспечивается ограничением возникающих в металле под рабочей нагрузкой напряжений с учетом физико-химических свойств откачиваемых сред, оказывающих существенное влияние на усталость материала. Ограничение напряжений возникающих в насосных штангах лежит в основе известных методик расчета колонн. Российским стандартом на насосные штанги ГОСТ Р 51161-02 в качестве прочностной характеристики рекомендовано использовать приведенное напряжение по И.А. Одингу (апр) предложенное

A.B. Вирновским, отображающее циклические напряжения в материале штанг, превышение которого при эксплуатации недопустимо [6,53]:

(1)

где апр — приведенное напряжение возникающее при эксплуатации, [ог„р] - максимально допустимое приведенное напряжение при

эксплуатации для определенных штанг, и вычисляется по формуле

°~„Р = V^max0"« > (2)

где <ттах - максимальное напряжение цикла;

<та — амплитуда напряжений цикла.

В стандарте ГОСТ Р 51161-02 [6], в зависимости от марки стали, её термообработки и коррозийной активности откачиваемой среды, даны максимально допустимые значения приведенных напряжений.

Расчетная зависимость (2) приведенного напряжения для определения допустимых циклических напряжений согласуется с опытами и других исследователей, по крайней мере для области, где среднее циклическое напряжение положительно, и применяется с удовлетворительными результатами в нефтяной промышленности РФ и стран СНГ. По мнению Б.Б. Крумана [15], методика определения допустимых приведенных напряжений A.C. Вирновского и И.Л. Фаермана является наиболее рациональной, предусматривающая подконтрольную эксплуатацию большого числа большого числа опытных, правильно сконструированных колонн штанг в промысловых условиях. Результаты наблюдений подвергаются соответствующей статистической обработке и по ним строится график зависимости средней частоты обрывов штанг от приведенного напряжения в верхнем сечении колонн. Полученные графики (рисунок 8), как правило, имеют характерный излом, показывющий предельно-допустимое значение приведенного напряжения.

12 ю 8 б 4 2

1

1 1

1 J

I/

0 20 40 60 80 [а ] МПа

Рисунок 8 - График зависимости средней частоты обрывов штанг от приведенного напряжения в верхнем

сечении колонн.

Такая методика имеет преимущество реального скважинного апробирования, однако требует длительного времени для проведения испытаний каждой марки насосных штанг в различных средах. В современных условиях, когда регулярно появляются новые марки сталей, производители отказались от такой практики.

Другим недостатком данной методики является то, что кривая наиболее допустимого максимума цикла имеет асимптоту сгтах = <тт1.п, что

допускает повышенные напряжения, и выше предела прочности. Например, насосная штанга имеет предел прочности 900 МПа и приведенное напряжение 100 МПа. При максимальном напряжении цикла 1000 МПа, достаточно амплитуды цикла меньше 10 МПа для выполнения условия: не превышение приведенного напряжения 100 МПа, что неизбежно приведет к обрыву.

В стандарте американского нефтяного института (API) понятие приведенное напряжение не используется. Для ограничения напряжений вводится понятие предела выносливости (усталости) сту, которое

регламентирует максимально допустимое напряжение, вычисленное с учетом минимального напряжения цикла [73,57]:

(3)

Первоначально разработанная диаграмма Гудмана, популярная для определения предела выносливости в области машиностроения оказалась не приемлема для штанговой колонны, вследствие особенного характера и условий её нагружения, и была модифицирована A.A. Hardy и введена в качестве стандарта API [73]. Модифицированная диаграмма Гудмана (4), предел выносливости в которой при возрастании минимального напряжения

цикла возрастает линейно, представляет собой двухпараметрическую линию на плоскости (рисунок 60) [73].

где SF - сервисный фактор, являющийся коэффициентом,

учитывающим коррозионную активность откачиваемой жидкости;

о"в - минимальный предел прочности на разрыв для материала штанг.

В отличие от методики по приведенному напряжению, допустимые напряжения по модифицированной диаграмме не дают результаты выходящие за пределы прочности, кроме того, к преимуществам диаграммы можно отнести универсальность для различных сред и возможность определения ау по результатам лабораторных испытаний <тв. Из

недостатков Б.Б. Круманом замечено, что методикой по Гудману учитывается лишь объемная обработка материала штанг, игнорируя качество поверхности и поверхностное упрочнение и не использует результаты испытаний штанг в реальных условиях.

В последнее время появляются особенные насосные штанги, линии предела выносливости которой по модифицированной диаграмме отличаются от принятой зависимости ау. Как например сверхпрочная «EL»

насосная штанга от компании «Weatherford International Ltd.», имеющая остаточные сжимающие напряжения вследствие особой уникальной поверхностной обработки. Такая штанга поставляется со специальным уравнением диаграммы Гудмана:

(4)

<7у =SF(379 + 0,21143-<rmin) МПа, сгу =SF(55000+ 0,21143-о-1ШП) psi.

Уравнение диаграммы отличается от принятой, имеет особую форму, благодаря наличию двух степеней свободы, позволяя адаптировать диаграмму к особым видам поверхностной обработки.

1.5. Выводы

¡.Анализ тенденций модернизации конструкции насосных штанг показал перспективность развития составных конструкций для повышения прочности и упрощения технологии изготовления.

2. В условиях регулярного появления насосных штанг из новых марок стали и отказа от длительных промысловых испытаний их, необходима разработка нового метода оперативного определения максимально допустимого приведенного напряжения.

Рисунок 20 - Начальный вариант: распределение напряжений внутри узла

Рисунок 21 - Начальный вариант: распределение внешних

напряжений

1 2 3 4 5 6 2 1

Рисунок 22 - Начальный вариант: распределение напряжений внутри узла. Обозначены места скопления

напряжений

компьютерного моделирования методом конечных элементов для выявления повышенно-напряженных участков.

5. Проведенные испытания опытных образцов насосных штанг различной конструкции подтвердили результаты конечно-элементного моделирования, выполненного в процессе оптимизации конструкции, и показали безотказную работу штанг новой конструкции в пределах требований ГОСТ Р 51161-2002 даже при аномально высоких значениях приведенного напряжения.

3.1. Предварительные расчеты

Для расчетов выбрана условно-вертикальная скважина глубиной 3250 м со следующей конструкцией штанговой колонны, подобранной из таблицы АзНИПИнефть [81]:

- конструкция колонны: 25 мм — 21%, 22 мм — 23 %, 19 мм — 56%;

- диаметр плунжера насоса: 28 мм.

Дополнительно принято:

- модуль Юнга материала штанги: 2-105 МПа;

- коэффициент Пуассона материала штанги: 0,3;

- коэффициент трения: 0,2;

- давление на приеме насоса: 2,5 МПа.;

- плотность добываемой жидкости: 950 кг/м ;

- масса 1 м стальной насосной штанги 19 мм: 2,33 кг.

Длина ступени 19-миллиметровой штанги составляет 1820 м. Нагрузки на верхнюю штангу 19 мм ступени колонны:

Ртах = Нхщш - ПхрУ^ + рёН(8р - £,) - рёН08р, (6)

Ртт=Нхт^-НхрУ1§, (7)

гДе ^тах'^ш., — максимальная и минимальная нагрузка в верхней части ступени 19 мм; Нх— расстояние от плунжера насоса, на котором вычисляется максимальная и минимальная нагрузка; Н— высота столба жидкости внутри насосной трубы; Но— высота столба жидкости от плунжера в затрубном пространстве; т1— масса погонного метра штанговой колонны 19 мм; V,— объем погонного метра штанговой колонны 19 мм; — площадь плунжера; — площадь поперечного сечения штанги 19 мм.

Рисунок 44 - Диаграмма изменения нагрузки кольца на пруток от положения покоя, до максимального

растяжения

22 20 18 16 14 12 10 8 б 4 2 0

1,72 6,88 12,03 17,19 22,34 27,50 32,66 37,81 42,97 48,13 53,28

Внешнее растяжение, кН

Запрессовка упорного кольца вследствие завинчивания резьбовой головки вызывает поперечные сжимающие напряжения в прутке (рис. 45). Карта распределения нормальных растягивающих напряжений в кольце после запрессовки и растяжения показаны на рисунке 46.

Рисунок 45 - Поперечное сжатие по телу штанги после

посадки кольца

Рисунок 47 - Эквивалентные напряжения по Мизесу в прутке после посадки кольца и растяжения

Указанное место является концентратором напряжений. Вычислениями по методике, приведенной в [82], получен коэффициент концентрации К=1,3 и напряжение на поверхности канавки в области концентрации 250,7 МПа. Дополнительно проведено численное исследование распределения возникающих напряжений в поперечном сечении канавки в области концентрации напряжений от центра до поверхности. Результаты исследований показали возрастание напряжений от центра до поверхности и в их прямой пропорциональности от внешнего усилия (рисунок 48). Внешнее напряжение выше расчетного, полученного по методике [82], и составляет 265 МПа, соответствуя коэффициенту трения К =1,37.

Рисунок 48 - Распределение напряжений в сечении зарезьбовой канавки при действии растягивающей силы

3.2. Взаимосвязь усилия в зарезьбовой канавке и внешнего усилия

Далее, для определения взаимосвязи между внешним усилием и усилия прижатия торцевых поверхностей резьбовой головки - кольца использован закон зависимости силы от абсолютного удлинения (А/) при жесткости (к) Р = кА1, где ввиду малых деформаций допускается линейность. Жесткость зарезьбовой канавки и резьбовой головки кх и к2 соответственно, а соответствующие удлинение и сжатие х1 и х2. Принципиальная схема деформаций при завинчивании резьбовой головки и прутка приведена на рисунке 49: на соответствующих участках, растяжение

— белым прямоугольником, сжатие — черным, высота прямоугольников характеризует величину растяжения или сжатия (рисунок 49, а). При силовом завинчивании и растяжении соединительного узла длина зарезьбовой канавки увеличивается на величину х, соответственно с аналогичным увеличением длины сжатой торцевой области резьбовой головки (рисунок 49, б). Из основных соотношений сил, при сохранения давления резьбовой головки на упорное кольцо, можно записать:

Г к. (х, + х) = ^ + к, (х, - х)

Г к- ^ ' (10)

После преобразований получаем зависимость для расчета растягивающей силы на резьбовой головке (11) и силы прижатия головки к кольцу (12) от внешнего растягивающего усилия

р + ^ г<к]+к2 Р

0 1г -и 1г 1г 0

К\+К2 К2 (11)

К

/С^ "г К2 Л 2

где Г0— начальная сила прижатия резьбовой головки к кольцу вследствие силового завинчивания, равное начальному растягивающему усилию в зарезьбовой канавке прутка; Г— растягивающее усилие в зарезьбовой

канавке при нагружении штанги; — сила прижатия головки к кольцу;

Г— внешнее усилие растяжения. Графическая интерпретация зависимости (11) усилия в канавке резьбового соединения от внешней растягивающей силы представлена на рисунке 50.

к2 к{ к2 к2 кх к2

а 6

Рисунок 49 - Деформации в зарезьбовой канавке и головке а) после силового завинчивания, б) после

растяжения

Рисунок 50 - Визуализация формулы (11)

С помощью графика на рисунке 51,в можно подобрать силу начального прижатия с учетом обеспечения нераскрытия на максимально ожидаемой внешней нагрузки на штангу.

С точки зрения циклической усталости можно заметить:

- значения максимального и минимального усилия на зарезьбовой канавке будут всегда выше внешнего усилия, но это компенсируется уменьшением амплитуды нагружения;

- меньшее значение (р приветствуется, еще более уменьшая амплитуду цикла и «защищают» соединение от внешней знакопеременной нагрузки, однако чрезмерное уменьшение значения <р приводит к ограничению рабочей области.

В нефтепромысловой практике, для оценки степени влияния нагрузок на насосную штангу широкое распространение получило приведенное

напряжение [81,15,82], которое вычисляется сгпр = л/о-тахсга (где сггаах — максимальное напряжение цикла, сга— амплитуда напряжения в цикле) и характеризует влияние циклической нагрузки на долговечность. Определим приведенное напряжение на поверхности зарезьбовой канавки

<7 —а

_ _ _ «та* «пчп

V «тах 2

Г

gmax ^

í Т/~ V Л

К

Г К К

# тах £1шп

(13)

к „„ „ „ к_ „ к

ГДе ^шах л » -^тах "'"'Р^тах ' ""тах ^тк с, ' ^ртп ^тт о » Лш '

£

(тЫа = —, К— коэффициент концентрации напряжений на поверхности в

точке определения напряжений, 5— площадь сечения включающего точку определения напряжений. При удовлетворении условия (14), из которого приведенное напряжение на поверхности зарезьбовой канавки с силовым

завинчиванием не превышает соответственного значения при слабом завинчивании:

#тах ^г г» ^

<

гр --Г

шах тш ^

Г..

к

(14)

после упрощения:

Е......>

(Р

1 -<р

К.

2 0

(15)

А рассмотрев отношение приведенного напряжения на поверхности зарезьбовой канавки при силовом и слабом завинчивании, получаем величину

^"^тпах ^"ртип

<5 = -

Ята* ^ I Р

Заключение диссертации по теме «Машины, агрегаты и процессы (по отраслям)», Ризванов, Рамиль Рифович

Основные выводы и результаты

1. Анализ тенденций модернизации конструкции насосных штанг показал перспективность развития составных конструкций для повышения прочности и упрощения технологии изготовления.

2. Исследованием напряженно-деформированного состояния в головке стандартной насосной штанги, в областях перехода квадратно-круглого сечения и скруглений зарезьбовой канавки выявлены наиболее нагруженные зоны, напряжения в которых превышают напряжения в теле штанги на 70-75%.

3. Предложена новая сборная конструкция насосной штанги, которая позволяет снизить максимальное эквивалентное напряжение на 20% при одинаковой внешней растягивающей нагрузке по сравнению со стандартной насосной штангой.

4. Проведенные испытания опытных образцов насосных штанг различной конструкции подтвердили результаты конечно-элементного моделирования, выполненного в процессе оптимизации конструкции, и показали безотказную работу штанг новой конструкции в пределах требований ГОСТ Р 51161-2002 даже при аномально высоких значениях приведенного напряжения.

5. Получены критерии фиксации упорного кольца на прутке и расчета оптимального момента завинчивания резьбовой головки, учитывающие интенсивность изменения усилия в головке и обеспечивающие необходимое сопротивление отвороту, соблюдение которых позволит увеличить работоспособность насосных штанг.

6. Разработан метод расчета допустимого момента завинчивания элементов головки новой насосной штанги, обеспечивающего условие нераскрытия стыка торцевых поверхностей резьбовой головки и упорного кольца в сборной конструкции насосной штанги при действии на нее рабочей осевой нагрузки.

7. Разработан метод оперативного определения допустимого приведенного напряжения для насосных штанг на основе модифицированной диаграммы Гудмана, позволяющий получить допустимое приведенное напряжение расчетным путем для насосных штанг новых марок.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ризванов, Рамиль Рифович, 2013 год

Литература

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

2. Бахтизин Р.Н., Уразаков K.P., Ризванов P.P. Новая конструкция насосной штанги // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. №4. С. 66-73.

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

4. Гикори - Википедия [электронный ресурс]. URL: http://ru.wikipedia.org/wiki/rmcopH

5. Главная страница - Мотовилиха [электронный ресурс]. URL: http ://mz.perm. ru/

6. ГОСТ P 51161-02 Штанги насосные, устьевые штоки и муфты к ним.

7. ГОСТ 10549 - 80 Выход резьбы. Сбеги, недорезы, проточки и фаски

8. Древесина.ру - Ясень белый американский[электронный ресурс]. URL: http://www.drewesina.ru/encyclopedia/index_24.html

9. Жулаев В.П., Уразаков K.P., Ахтямов М.М. и др. Приводы скважинных штанговых насосов. Учебное пособие. -Уфа, 2010. - 119 с.

10. Загиров М.М., Загиров М. М., Косолапов А.К. и др. Опыт эксплуатации стеклопластиковых штанг в АО «Татнефть» // Нефть Татарстана, 1998. №2. С. 53-55.

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

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

13. Климов В.А. Повышение эффективности эксплуатации насосных скважин оптимизацией работы штанговых колонн: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17, 05.13.18. -Бугульма, 2009. - 170 с.

14. Кострин К.В. Почему нефть называется нефтью. - М.: Недра, 1967. -132 с.

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

16. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Удмуртский университет, 2004. - 720 с.

17. Молчанов А.Г., Чичеров B.JI. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебник для техникумов. - М.: Недра. 1983. - 308 с.

18. Одинг И.А. Допускаемые напряжения в машиностроении и циклическая прочность металлов. - М.: Машгиз, 1962. - 260 с.

19. Очерский машиностроительный завод [электронный ресурс]. URL: http://www.ocher.ru

20. Патент РФ RU 2048538 C1 C21D1/78. Способ изготовления насосной штанги /Пепеляев В.В., Семенов В.В.; заявлено: 31.03.1992; опубликовано: 20.11.1995; БИ: 22/2001, 22/2002, 35/2004.

21. Патент РФ RU 2119858 C1 В23Р15/00 Е21В17/00. Способ производства насосных штанг / Соляников Б.Г., Лоренц Ф.Ф., Беляев С.Н. и др.; заявлено: 10.10.1998; опубликовано: 27.10.2004; БИ: 29/2006.

22. Патент РФ RU 2211128 C1 В23Р15/00 Е21В17/00. Способ изготовления насосной штанги / Захаров JI.B. и Шаклеин О.В.; заявлено: 19.12.2001; опубликовано: 27.08.2003; БИ: 02/2008.

23. Патент РФ RU 2246389 Cl В23Р15/02 B23G7/00. Способ изготовления насосных штанг / Лепехин Ю.Н.; заявлено: 03.11.2003; опубликовано: 20.02.2005 Бюл. №5.

24. Патент РФ RU 2329129 С2 В23Р15/00 Е21В17/00. Способ изготовления насосных штанг для глубинных насосов / Уразаков K.P., Валиахметов O.P., Тяпов O.A. и др.; заявлено: 27.03.2006; опубликовано: 20.07.2008 Бюл. № 20.

25. Патент РФ RU 2340683 С2 C21D8/00 C21D7/13. Способ изготовления насосных штанг / Иванов А.Г., Абдуллин Н.М., Тюрин A.B. и др.; заявлено: 28.12.2006; опубликовано 10.12.2008 Бюл. №34.

26. Патент РФ RU 2376443 Cl Е21В17/00. Способ изготовления насосных штанг / Климов В.А., Валовский К.В., Валовский В.М. и др.; заявлено: 11.06.2008; опубликовано: 20.12.2009 Бюл. №35.

27. Патент РФ RU 94030097 Al C21D8/10. Способ изготовления насосной штанги / Семенов В.В., Вассерман H.H., Калугин В.Е.; заявл. 11.08.1984., опубликовано: 20.04.1996.

28. Патент РФ на полезную модель RU 86647 U1 Е21В17/00. Насосная штанга для глубинного насоса / Уразаков K.P., Газаров А.Г., Бахтизин Р.Н. и др.; заявлено: 19.03.2009; опубликовано: 10.09.2009.

29. Патент РФ на полезную модель RU 97763 U1 Е21В17/00. Насосная штанга для глубинного насоса / Валиахметов O.P., Уразаков K.P., Мулюков P.P. и др.; заявлено: 20.04.2010; опубликовано: 20.09.2010.

30. Патент СССР SU 1318343 Al В21К1/76 B21J5/08 В23К20/00. Способ изготовления штанг с головками для глубинных насосов / Караев И.К., Шихлинский Т.М., Полихронов К.П. и др.; заявлено 11.07.1983; опубликовано: 23.06.1987 Бюл. №23.

31. Патент США №144813. Improvement in Sucker-rod Joints for Pumps / A.M. Williams. 18.11.1873.

32. Патент США №184718. Improvement in Sucker-rod Joints / W.J. Lewis.

28.11.1876.

33. Патент США №195408. Improvements in Joints for Sucker-rods / J.Shaw.

18.09.1877.

34. Патент США №238895. Rod-coupling / I.L. Haldeman. 15.03.1881.

35. Патент США №241415. Sucker-rod Joint / W.H. Phillis. 10.05.1881.

36. Патент США №324922. Sucker-rod for Deep Wells / J.M. Davidson. 25.08.1885.

37. Патент США №334929. Sucker-rod / R.H. Black. 26.01.1886.

38. Патент США №3486557. Sucker Rod / Robert W. Harrison. 30.12.1969.

39. Патент США №372804. Sucker-rod for Pumps / D. Jones 08.11.1887.

40. Патент США №4205926. Sucker Rod and Coupling Therefor / Drexel T. Carlson. 3.06.1980.

41. Патент США №4796799. Method for Making Sucker Rods / Artur Т.О. Rasi-Zade и др. 10.01.1989.

42. Патент США №709400. Rod-coupling / J.A. Fitzpatrick. 16.09.1902.

43. Патент США №764943. Sucker-rod Coupling / Edward A. Guy. 12.07.1904.

44. Патент США №819040. Sucker-rod coupling / L. Chroninger. 01.05.1906.

45. Пчелинцев Ю.В. Нормативная долговечность работы штанг в наклонно направленных скважинах. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1997. -88 с.

46. Рекламная брошюра: Premium Connection Rod. Tenaris. Version 04. March 2011.

47. Рекламная брошюра: Насосные штанги Weatherford. Weatherford. 2008.

48. Ришмюллер Г., Майер X. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. - Терниц, Австрия: Шёллер-Блекманн ГмбХ, 1988. — 150 с.

49. Саттаров И.Р., Ризванов P.P., Хакимов Т.А. Исследование причин снижения работоспособности насосных штанг // Научный электронный архив. URL: http://econf.rae.ru/article/7089 (дата обращения: 23.11.2012).

50. Султанов Б.З., Шагалеев Р.К. Обрывность штанг плунжерных скважинных насосных установок в ОАО «Татнефть» // Нефтегазовое дело, 2009. Том 7, №2. С. 68-70.

51. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 2003. - 169 с.

52. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С. и др. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 303 с.

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

54. Форест Грей. Добыча нефти / Пер. с англ. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001.-416 с.

55.Халимов Ф.Г. Совершенствование конструкции механизма привода установок скважинных штанговых насосов: автореф. дисс. канд. техн. наук: 05.02.13. - Уфа, 2012.-24 с.

56. American Petroleum Institute. 1985. Specification for Sucker Rods. API Spec 1 IB, 21st ed. Dallas, Texas: API.

57. American Petroleum Institute. 1986. Recommended Practice for Care and Handling of Sucker Rods. API RP 11BR, 7th ed. Dallas, Texas: API.

58. American Petroleum Institute. 1986. Specification for Reinforced Plastic Sucker Rods. API Spec 11C, 1st ed. Dallas, Texas: API.

59. American West Windmill & Solar Company - Wood Rod[3neKTpoHHbm ресурс]. URL: http://www.awwasc.com/wind/page/sucker_rod/wood_rod

60. Bradley, Howard В. и др. 1987. Petroleum Engineering Handbook. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.

61. Brown, K.E. 1980. The Technology of Artificial Lift Methods. Volume 2a, Chapter 2. Tulsa, Oklahoma: Petroleum Publishing Company.

62. Hardy, A.A. 1952. Sucker-Rod Joint Failures. API Drilling and Production Practice: 214-25.

63. Hardy, A.A. 1956. Correcting Sucker Rod Troubles as Seen by a Manufacturer. 3rd West Texas Oil Lifting Short Course. Proceedings: 2934.

64. Hardy, A.A. 1958. Polished Rod Loads and Their Range of Stress. 5th West Texas Oil Lifting Short Course. Proceedings: 51-54.

65. Hardy, A.A. 1964. Sucker-rod String Design and the Goodman Diagram. 64-Pet-2. Los Angeles: Petroleum Mechanical Conference of the ASME (September 20-23).

66. Hicks, A.W. 1985. Fiberglass sucker rods - An Historical Overview. 32nd Annual Southwestern Petroleum Short Course. Proceedings: 379-92.

67. Lake, Larry W. и др. 2007. Petroleum Engineering Handbook, vol. IV: Production Operation Engineering by Clegg, Joe Dunn. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.

68. McDannold, G.R. 1960. Pumping Through Macaroni (Hollow) Sucker Rods. 7th West Texas Oil Lifting Short Course. Processing: 51-54.

69. Pico Canyon, Santa Clarita, California, website by Stan Walker [электронный ресурс]. URL:

http://www.elsmerecanyon.com/picocanyon/pico.htm

70. Rice, R.J. 1974. Mobil Tests New Flexible Sucker Rod-System in Hugoton Field. Oil and Gas Journal (April 8): 76-85.

71. Saul H.E., Detterick J.A. 1980. Utilization of Fiberglass Sucker Rods. Journal of Petroleum Technology (August): 1339-44.

72. Sucker rod for pumping windmill cylinders in water wells [электронный ресурс]. URL: http://www.deanbennett.com/rod.htm

73. Takacs, Gabor. 2003. Sucker-rod pumping manual. Tulsa, Oklahoma: PennWell Corporation.

74. Texas Forest Service - Trees of Texas - List of Trees - Black Hickory [электронный ресурс]. URL:

http://texastreeid.tamu.edu/content/TreeDetails/?id=24

75. Texas Forest Service - Trees of Texas - List of Trees - White Ash [электронный ресурс]. URL:

http://texastreeid.tamu.edu/content/TreeDetails/?id=42

76. Watkins, D.L., Haarsma, J. 1978. Fiberglass Sucker Rods in Beam-Pumped Oil Wells. Journal of Petroleum Technology (May): 731-36.

77. Zaba, J. 1962. Modern Oil Well Pumping. Tulsa, Oklahoma: Petroleum Publishing Company.

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

79. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. Пер. с англ. - М.: Мир. 1985. - 509 с.

80. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Донской Ю.А., Маляревский А.В.. Почему рвутся штанговые колонны? // Территория Нефтегаз. 2007. № 3. С. 34-37.

81. Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти. -М.:Недра, 1989. - 245 с.

82. Савин Т.Н., Тульчий В.И. Справочник по концентрации напряжений. -Киев: Высшая школа, 1976. -412 с.

83. Вирновский А.С. Переменные напряжений в глубиннонасосных штангах и их связь с разрушением. «Труды ВНИИ»: вып. 17. 1971. С. 56-122.

84. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М.: Недра, 1979.

213 с.

85. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М.: Недра,

1964. 216 с.

86. Адонин А.Н., Белов И.Г. Работы насосной установки на больших

глубинах. Труды АзНИИ ДН, выпуск I. Азнефтеиздат, 1954. С. 80112.

87. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти.

Уфа: Башкирское кн. изд-во. 1992. 150 с.

88. Валовский В.М., Валовский К.В. Цепные приводы скважинных

штанговых насосов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. 492 с.

89. Дрэготэску Н.Д. Глубиннонасосная добыча нефти. Перевод с

румынского Петрова П.А. / Под ред. М.А. Геймана. М.: Недра, 1966. 418 с.

90. Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М. и др. Разработка нефтяных

месторождений наклонно-направленными скважинами. М: Недра, 1986.278 с.

91.Круман Б.Б. Методика расчета колонн насосных штанг // Нефтяное хозяйство. 1976. № 2. С. 51-54.

92. Круман Б.Б. Практика эксплуатации и исследования

глубиннонасосных скважин / М.: Недра.-204 с.

93. Песляк Ю.А., Уразаков K.P. Приближённый расчёт

гидродинамического трения сопротивления движению колонны насосных штанг в накл. напр. скважинах // Сб. научных тр. ВНИИ «Эксплуатация скважин механизированным способом». 1985. (Вып. 93).

94. Песляк Ю.А., Уразаков K.P. Расчёт прижимающих сил муфт и штанг в

накл. напр. скважинах//Тр. БашНИПИнефти. 1985 г. (Вып.72).

95. Пирвердян A.M.. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.:

Недра, 1965. 192 с.

96. Уразаков K.P., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г.

Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводнённых скважин./Под ред. М.Д. Валеева - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 г. 303 с.

97. Уразаков K.P., Топольников A.C., АгамаловГ.Б. Комплексный

показатель надёжности насосного оборудования // Нефтяное хозяйство. 2009. № 1.С. 78-81.

98. Фаерман И.Л. Штанги для глубинных насосов. Баку: Азнефтеиздат,

1955.321 с.

99. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: учебник для ВУЗов.

М.: Недра, 1983. 510 с.

100. Одинг И.А. Теория пределов усталости при несимметричных циклах и сложно-напряжённом состоянии. «Заводская лаборатория». № 4. 1937.

101. Одинг И.А. Усталость металлов и задачи машиностроения. Машгиз. 1941.

102. 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.

103. 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.

104. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкирское кн. изд-во. 1992. 150 с.

105. Семенов В.В. Технологические процессы и технологические средства обеспечивающие эффективную работу глубинного плунжерного

насоса: автореф. дисс. докт. техн. наук: 05.02.13, 05.16.09. - Уфа, 2010.-44 с.

106. Балыкин В.Н., Салихов И.А., Зубаиров С.Г. Организационно-технические мероприятия по повышению долговечности штанговых колонн / Материалы / Уфа, 2004. - с. 130-135,

107. Валеев М.Д., Габдрахманов Н.Х., Уразаков К.Р. Исследование межремонтного периода и коэффициента подачи штанговых установок / Сборник научных трудов / БашНИПИнефть. - №104, 2000. - с. 65-77.

108. Гадиев С.У. Особенности эксплуатации кустовых скважин. / М.: Гостоптехиздат, 1963. - 122 с.

109. Газаров А.Г. Разработка методов снижения износа штангового насосного оборудования в наклонно направленных скважинах: дисс. канд. техн. наук: 05.02.13. - Уфа, 2004. - 127 с.

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

111. Кадымова К.С. Трение в подземной части штанговой насосной установки. - Баку: Азербайджанское государственное издательство, 1983.- 138 с.

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

113. Окрушко Е.И. Дефектоскопия глубиннонасосных штанг. -М.:Недра, 1983.- 108 с.

114. Султанов Б. 3., Р. А. Храмов. Перспективы использования длинноходовых насосных установок для добычи нефти // Нефть и газ: Межвуз. сб. науч. тр. Вып.1. УГНТУ, 1997. - С. 97-100.

115. Б. 3. Султанов, Р. К. Шагалеев. Обрывность штанг плунжерных скважинных насосных установок в ОАО "Татнефть" // Нефтегазовое дело. Т.7, №2, 2009. - С. 68-70.

116. С. Ю. Вагапов, Б. 3. Султанов. Совместный продольный изгиб колонны НЕСТ и штанг при работе скважинного насоса // Нефтяное хозяйство. №2, 2001. С. 64-66.

117. Р. А. Максутов, Б. Е. Доброскок, Ю. В. Зайцев. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1974. - 231 с.

118. А. А. Ишмурзин, И. Т. Мищенко. Энергосберегающие технологии добычи нефти из малодебитных наклонно-направленных скважин. -Уфа : Нефтегазовое дело, 2008. - 240 с.

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

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

121. В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев и др. Некоторые особенности применения программного комплекса "Автотехнолог" для подбора винтовых насосов. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2002. №8. С. 11-15.