Совершенствование технологии фильтрования пескосодержащей жидкости в глубиннонасосных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Купавых, Вадим Андреевич

• Купавых, Вадим Андреевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Купавых, Вадим Андреевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ПРИЧИНЫ В ЫНО СА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕ СЕЙ ИЗ ПЛАСТА И ИХ ВЛИЯНИЕ НА РАБ ОТУ НАС ОСНОГ О

ОБ ОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

1.1 Механические примеси и их образование

1.2 Минералогический состав механических примесей и распределение

по размеру

1.3 Осложнения при эксплуатации насосного оборудования, обусловленные присутствием в продукции механических примесей 13 1.3.1 В лияние механических примесей на износ глубинного насосного оборудования

1.4 Методы защиты от негативного влияния механических примесей

1.4.1 Технологические методы борьбы с механическими примесями

1.4.1.1 Крепление горных пород

1.4.1.2 Потокоотклоняющие технологии и ограничение водопритоков

1.4.2 Технические методы борьбы с механическими примесями

1.4.2.1 Фильтры, устанавливаемые в зоне перфорации

1.4.2.2 Фильтры, устанавливаемые на входе в насос

1.4.2.3 епрессионная очистка скважины

1.4.2.4 Десендеры

1.4.2.5 Магнитная коагуляция механических примесей 34 В ыводы

2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДВИЖЕНИЯ ПЕСКОСОДЕРЖАЩЕЙ ЖИДКОСТИ ЧЕРЕЗ ФИЛЬТР ДЖОНСОНА

2.1 етодика проведения исследований

2.2 писание лабораторной установки и проведение экспериментов

2.3 нализ результатов проведенных экспериментов

ыводы

3 Л Г Х Ч Х

П Ж Г

3.1 Получение жидкости с заданным фракционным составом

3.2 Исследования образцов пары корпус-плунжер на машине трения СМЦ-2

ыводы

4 ОПЫТНО-ПР ОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ФИЛЬТР ОВ ОЙ КОМПОНОВКИ НА ПРИЕМЕ ШГН

4.1 Разработка модернизированного всасывающего узла для невставного штангового насоса

4.2 Параметры работы Г в условиях, осложненных наличием

ТВ Ч на Арланском месторождении

В ыводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВ ОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИС ОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии фильтрования пескосодержащей жидкости в глубиннонасосных скважинах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

еханизированная добыча нефти в ряде случаев сопровождается выносом значительного количества твердых взвешенных частиц (ТВЧ) порового пространства пласта, вызывающих повышенный износ пар трения глубинных насосов. Наиболее подверженными износу являются плунжерные пары насосов.

озникающие утечки существенно снижают коэффициент подачи насоса, дебит скважины и межремонтный период (МРП) их работы. Крупные фракции ТВ Ч, попадая в зазор фильтра, приводят к задирам поверхностей трущихся пар и авариям оборудования.

Наибольшее число отказов при эксплуатации происходит из-за влияния механических примесей потому, что примеси по своим размерам, составу и твердости разнообразны и оказывают негативное влияние на работу всего глубинно-насосного оборудования (Г ).

ля предупреждения трения и изнашивания приемную часть штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) оборудуют фильтрами различных конструкций. Однако, для очистки фильтров от налипших механических примесей требуется подъем насосного оборудования на поверхность для ремонта или замены фильтрующих узлов. Подземный ремонт по замене фильтров является дорогостоящим мероприятием и сопровождается потерей добычи нефти.

В этой связи необходима разработка дополнительных технических решений, обеспечивающих периодическую промывку фильтра после его засорения без подъема оборудования обратным потоком жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в скважину.

Степень разработанности темы

Значительный вклад в изучение процессов отрицательного влияния механических примесей на работу скважинного оборудования, а также в разработку методов борьбы с ними, внесли такие учёные как: А.В. Булат, Н.Д. Булчаев, М.Д. Валеев, А.Г. Газаров, С.Г. Зубаиров, Е.И. Ишемгужин, И.Т. Мищенко,

Ш.Г. Мингулов, T.A. Ozbelge, A.M. Пирвердян, Р.З. Сахабутдинов, K.P. Уразаков, R.C. Churchwell, B.B. Шайдаков, M.A. Шашкин, C.A. Шмидт и другие.

Однако многие вопросы повышения эффективности насосной добычи пескосодержащей жидкости остаются нерешенными, требуют дополнительных исследований, теоретических осмыслений и практической реализации, поэтому рассматриваемая тема сохраняет актуальность.

Цель работы

Повышение эффективности фильтрования пескосодержащей жидкости созданием обратной промывки фильтра на приеме штангового насоса без подъема оборудования.

Для достижения указанной цели решались следующие задачи:

1 Исследование влияния ТВЧ на работу ГНО, фильтровых компоновок при добыче продукции из скважин, осложнённых высоким содержанием ТВЧ.

2 Анализ фильтрования продукции скважин с ТВЧ через различные конструкции фильтров.

3 Лабораторные исследования фильтрования ТВЧ через сетку Джонсона.

4 Лабораторные исследования износа плунжерной пары в средах, содержащих различные фракции Ч.

5 азработка конструкции всасывающего узла клапана трубного штангового насоса в сочетании с фильтровой компоновкой сетки жонсона.

Научная новизна

1 Установлены степенные зависимости количества прохождения твердых взвешенных частиц различного гранулометрического состава через фильтр Джонсона на приеме насоса от критерия Рейнольдса, характеризующего течение взвесенесущей жидкости через исследуемый зазор. З ависимости можно использовать для оценки минимальных размеров частиц, задерживаемых фильтром при различных параметрах режимов работы Г .

2 а основании экспериментальных данных и зависимостей получено обобщенное уравнение регрессии для расчета твердых взвешенных частиц,

удерживаемых в приемном фильтре в зависимости от числа ейнольдса в диапазоне его изменения от 0,0586 до 0,1465.

3 В ыявлена универсальная зависимость максимального диаметра частиц, задерживаемых фильтром, от дебита жидкости и геометрических параметров фильтра.

4 Экспериментальным путем получена зависимость величины износа трущейся пары от размера Ч, показывающая, что при достижении размера Ч 210 мкм величина износа достигает наибольшего значения, обусловленного попаданием крупных фракций кварцевого песка в зазор пары корпус-плунжер.

Практическая ценность и реализация результатов исследований

1 На основании проведённых теоретических и экспериментальных исследований разработана принципиально новая конструкция узла всасывающего клапана трубного штангового насоса в сочетании с фильтровой компоновкой с сеткой жонсона, что позволило усовершенствовать конструкцию Ш и технологию добычи скважинной продукции, осложнённой высоким содержанием

Ч без подъёма Г в целях промывки фильтра.

2 Изготовлен в заводских условиях и успешно внедрен в скважину №1677 Арланского месторождения ПАО АНК «Б ашнефть» комплект ГНО, включающий в состав стандартный насос невставного типа условным диаметром 44 мм, модифицированный узел всасывающего клапана, фильтровую компоновку с использованием сетки жонсона.

3 Предложена методика подбора фильтра на приеме штанговых скважинных насосных установок, на основании которой осуществлялся выбор технических характеристик фильтровой компоновки на предприятии ООО Таргин «Механосервис».

4 Экспериментальная установка по определению и оценке фильтрационных способностей фильтра насоса от механических примесей используется при проведении лабораторных и практических занятий по дисциплине «Эксплуатация скважин в осложненных условиях», а также курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета, обучающимися на

бакалавриате и в магистратуре по направлениям 131000 «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» и «Разработка нефтяных месторождений» соответственно.

Методология и методы исследования

Поставленные в диссертационной работе задачи решались с применением анализа механизмов образования в продукции скважин механических примесей, использованием имеющегося опыта по борьбе с пескопроявлениями, результатов экспериментальных и опытно-промышленных испытаний. ходе выполнения работы применялись следующие методы исследования:

1 Исследования процесса фильтрования жидкости от твердых взвешенных частиц проводились на экспериментальной установке по определению фильтровальных способностей фильтра насоса от механических примесей и аппарате для оценки гранулометрического состава горных пород «Грохот».

2 Экспериментальные исследования оценки влияния концентрации механических примесей на износ скважинного оборудования выполнены на трибометре СМЦ-2 с использованием сертифицированной контрольно -измерительной техники на базе Э .

3 ля обработки экспериментальных данных были использованы методы статистического и математического анализа.

Положения, выносимые на защиту

1 Результаты лабораторных экспериментов по влиянию параметров набегающего потока на фильтрующую способность фильтра жонсона.

2 езультаты экспериментов по влиянию размера частиц кварцевого песка на износ трущихся пар глубинного насоса.

3 онструкция фильтра на приеме трубного насоса, позволяющая осуществлять его промывку без подъёма насосного оборудования.

Апробация работы

Р езультаты и основные положения диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Научное обозрение

физико-математических и технических наук в XXI веке» (г. Москва, 2015), 64 -67-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых фимского государственного нефтяного технического университета (г. фа, 2013-2016), научно-техническом совещании О О О «Б ашнефть-Д обыча» по новой технике и технологиям (г. Уфа, 2015).

Публикации

сновное содержание работы опубликовано в 7 печатных работах, в том числе 5 статьях, тезисах 2 докладов на научных конференциях. 3 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем инобрнауки . По результатам работы получен один патент на изобретение.

Структура и объем диссертационной работы

иссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 126 страниц машинописного текста, 68 рисунков, 18 таблиц. Список использованных источников состоит из 101 наименования.

втор выражает благодарность всему коллективу кафедры « азработка и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений» Г за помощь и внимание к работе и доктору технических наук В алееву М.Д. за ценные замечания и консультации при выполнении диссертации.

ГЛАВА 1. ПРИЧИНЫ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ИЗ ПЛАСТА И ИХ ВЛИЯНИЕ НА РАБОТУ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

1.1 Механические примеси и их образование

Механические примеси - частички породы, выносимые из пласта и попадающие в скважину. лучается это за счет разрушения пород под действием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации либо перепаде давления. ынос песка из пласта приводит к нарушению стойкости горных пород в призабойной зоне пласта (ПЗП), к обвалу пород и, впоследствии, к деформациям эксплуатационных колонн и зачастую к прекращению работы скважин.

ехническими критериями регламентируется предельное наличие твердых взвешенных частиц в добываемой продукции для насоса в обыкновенном варианте по 0,1 г/л, для насосов в износостойком варианте - 0,5 г/л.

сновной измеряемой характеристикой механических примесей является концентрация твердых взвешенных частиц ( Ч) в мг/л.

еханические примеси, содержащиеся в нефти, представляют собой в основном песок, глину, мельчайшие частицы железа и минеральные соли. готовых очищенных нефтепродуктах механические примеси могут содержаться в адсорбенте (белая глина), железной окалине, минеральных солях и других веществах. ветлые маловязкие нефтепродукты почти не содержат механических примесей вследствие их быстрого оседания. вердые механические примеси (песок и др.) в смазочных маслах очень вредны, так как царапают и истирают трущиеся поверхности.

озникновение механических примесей в целом обусловлено пятью факторами:

Первый - выносом частиц из пласта при освоении, а также эксплуатации скважин.

Песок образуется в результате двухступенчатого процесса под действием сдвиговых напряжений, разрушающих пластовую породу. Пластовые флюиды, двигающиеся к приперфорационной зоне, переносят песок в ствол скважины, далее он выносится на поверхность либо осаждается в скважине.

Проблема выноса песка осложняется тем, что борьбу с ней начинают вести на поздней стадии - стадии эксплуатации скважин, когда призабойная зона пласта (П П) сильно дренирована, в то же время известно, что проведение работ по предотвращению пескопроявлений на стадии заканчивания скважин бурением дает значительные результаты [62,67,69,70]. Но увеличение затрат на капитализацию объекта не позволяет провести данные мероприятия при строительстве каждой скважины.

торой - выносом с поверхности вследствие проведения геолого-технических мероприятий (Г ) и технологических операций на выбранных объектах.

процессе и при спуско-подьемных операциях ( П ) не всегда подвергаются очистке и пропарке в условиях трубной базы или цеха. З ачастую

П проводится той же подвеской , проверенной на герметичность. результате чего происходит попадание механических примесей как с поверхности прискважинной зоны (грязные приёмные мостки), так и с внутренней поверхности НКТ, не прошедших очистку и пропарку.

Третий - частички проникают в составе растворов глушения, и проппант вследствие проведения гидроразрыва пласта (Г П) и др.

Главный предпосылкой выноса механических примесей является выполнение гидравлического разрыва пласта и выносом проппанта в ствол скважины. Это явление может происходить во время первичной очистки, либо во время окончательного освоения скважины. малодебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что приводит к периодическим промывкам.

тогом может являться утрата приствольной проводимости с окончательным прекращением добычи в случае совершенного перекрытия продуктивной зоны

пласта. странение вынесенного проппанта зачастую связанно с большими затратами.

Четвертый - коррозией подземного оборудования.

результате воздействия агрессивных сред, таких как сероводород, кислоты при обработках происходит разрушение металла вследствие его коррозии. При этом разрушенные частицы металла и другие продукты коррозии со стенок эксплуатационной колонны и зачастую попадают на прием насоса.

Пятый - взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей.

мешение двух вод разного состава (химически несовместимых) формирует пластовую воду иного состава и свойств, в которой меняются условия растворимости компонентов первой воды и второй. Так, ионы, растворенные в первой воде, могут взаимодействовать с ионами другой воды, что приводит к образованию твердых соединений, например в виде кристаллов гипса, и других солей. Сформировавшаяся новая вода может иметь другую группу pH (кислотная или щелочная), при движении которой по пласту может вызывать растворимость цементирующего материала пород. Т огда частицы, слагающие породу, становятся подвижными и возможен их вынос в скважину пластовыми флюидами.

1.2 Минералогический состав механических примесей и распределение по размеру

з главных причин, определяющих степень наличия взвешенных частиц, обычно выделяют такие, как физико-химические характеристики добываемой продукции; дебит скважины; глубина залегания пласта и пластовое давление; проницаемость пласта; обводненность; свойства частиц песка; плотность перфорации; депрессия на пласт; вид и параметры промывочной жидкости, используемой при ремонтно-восстановительных работах.

ледует подчеркнуть, что Ч функция очень зависит от временного промежутка. следствие систематической обработки промыслового материала

выявлено [1], что резкое повышение содержания механических примесей в целом обусловлено несколькими факторами:

1) пуск насосов и вывод скважин на режим после капитального либо текущего ремонта;

2) временные приостановки подачи, к примеру при выключении электроэнергии, и следующие пуски скважин;

3) неустойчивый режим эксплуатации скважин, а конкретно, большие значения динамического уровня, низкая обводненность. Эти причины приводят к увеличению вредоносного воздействия газа и, в итоге, вызывают вынос твердых взвешенных частиц.

При этом частота и амплитуда пиков выброса значений концентрации примеси зависят от таких параметров, как пластовое давление, динамический уровень, обводненность и др.

На рисунке 1.1. представлено распределение частиц по весу [2].

Размер частиц, мкм

Рисунок 1.1 - Распределение веса частиц по размеру для керна

На рисунке 1.1 видны значимая дисперсия распределения частиц сообразно размерам и низкие значения корреляции гранулометрического состава с глубиной.

На основе данных различных исследований выявлено [2], что свыше 30% количества механической взвеси приходится на частички породы коллектора. Изучались пробы из скважин с гидроразрывом пласта и без ГРП.

Продукты

коррозии Прочее

18.8% 2.5% Частицы

26.6% Проппант осадок

16.4% 4.4%

Рисунок 1.2 - Распределение механических примесей по группам, отобранным из проб продукции скважин по результатам дифракционного анализа

дентичные статистические распределения гранулометрического состава механических примесей и образцов керна допускают, что нарушение целостности породы коллектора происходит в целом из-за разрушения пластового цемента [3].

1.3 Осложнения при эксплуатации насосного оборудования, обусловленные присутствием в продукции механических примесей

ходе добычи нефти приходится сталкиваться с причинами, осложняющими условия работы Г по таким признакам, как коррозионная активность, пескопроявление, газовый фактор, вязкость флюида, присутствие асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). В се эти причины приводят к снижению межремонтного периода в работе Г , средней выработки на отказ, а вследствие этого к простоям скважины [4]. С учётом же того, что добывающие компании интенсивно проводят комплексы работ в целях интенсификации добычи нефти, то этот вопрос становится всё острее. Производство комплекса данных работ (повышение депрессии на пласт, Г П) приводит к повышению содержания

взвешенных частиц ( Ч) в откачиваемом флюиде, что негативно сказывается на работе [5]. Много отказов при эксплуатации возникает вследствие воздействия механических примесей [75,76]. Это объясняется тем, что примеси сообразно собственным размерам, составу и твердости разнородны и оказывают негативное воздействие на работу узлов и рабочих пар Г .

Характерные элементы механических примесей [6]. Ими являются:

• породообразующие составляющие;

• продукты коррозии элементов оснащения скважины;

• незакрепившийся проппант;

• твердые вещества, образующиеся в итоге реакций взаимодействия перекачиваемых жидкостей;

• мехпримеси, попадающие в скважину в процессе строительства, монтажа оснащения и ремонтных работ;

• соли, выпадающие из пластового флюида в процессе термобарических изменений.

тогом агрессивного воздействия механических примесей на Г являются случаи:

• износа рабочих органов ШСНУ абразивом после ГРП, либо частичками горных пород;

• отложений солей на рабочих органах насоса;

• загрязнения Ш фрагментами окалины;

• заклинивания и разрушение обратного клапана;

• самопроизвольное разрушение Г по узлам соединения.

ередко это связанно с появлением сильной вибрации при работе Г , вызванной износом рабочих частей и отложением солей [7].

По отношению к подземному насосному оборудованию механические примеси являются ключевой предпосылкой неисправностей и образования нарушений конструкции [60].

Согласно известным статистическим данным, процентная доля поломок насосного оборудования, связанных с воздействием механических примесей,

гораздо превышает воздействие остальных геолого-технических обстоятельств, ключевыми из которых являются коррозия и солеобразование.

ля большинства нефтяных месторождений ападной ибири механические примеси составляют 35 - 50 % от общего числа основных причин отказов глубинных насосов, тогда как коррозия - 20 - 25%, а солеобразование - 15 - 20 % [68,72]. Механические примеси, проникая в штанговое насосное оборудование, значительно влияют на работу плунжерной и клапанной пары [33]. Песок вызывает катастрофический износ резьбовых соединений труб насоса - даже при наличии незначительных пропусков резьбовых соединений, преимущественно в скважинах с высокой обводненностью, он быстро разрушает резьбу и через возникший канал протекает жидкость, снижая подачу, а в дальнейшем приводит к полному ее прекращению [77]. Наличие большого количества плохо проницаемых осадков в интервалах перфорации изначально приводит к уменьшению дебита добываемой жидкости, т.к. концентрированная смесь в скважине усиливает противодавление на забой скважины и усугубляет условия притока жидкости из пласта в скважину [78,79,80]. Т ехнические либо технологические приостановки работы скважин содействуют осаждению песка в призабойной зоне и образованию пробок, что часто является самой весомой неполадкой при эксплуатации скважин с наличием песка в потоке добываемой жидкости. При осаждении песка в насос заклинивает, как правило, при остановке

скважинного оборудования. Промысловый опыт показывает, что подавляющее число заклиниваний плунжера происходит даже при сравнительно кратковременных остановках на 10 - 20 минут. Это связано с тем, что осаждение песка в начинается сразу же, как только остановился насос, в отличие от условий образования пробки на забое, где осаждение начинается не сразу, так как приток из пласта продолжается некоторое время после прекращения отбора жидкости из скважины. Долгосрочные приостановки работы насоса сопровождаются образованием над ним осадкообразующих элементов (до двадцати метров). При этом часто случаются подклинки плунжера в цилиндре насоса и штанг в трубах. Исследования подтверждают [8], что при наличии

осадков в добываемой продукции плунжер во время работы насоса может и не утратить подвижности, однако вследствие образования значительного столба песка и определённой силы трения его о трубы и поверхность штанг, колонна штанг может оказаться неподвижной. трубных насосах при попытках сорвать плунжер с места мгновенно случится его подклинка в цилиндре вследствие попадания массы песка в зазор и резкого роста сил трения плунжера в цилиндре, даже без существенных задиров рабочих поверхностей. Подобная ситуация проявляется со вставными насосами, когда вследствие осадка песка не удается сорвать насос с посадочного кольца. таких случаях приходится поднимать штанги и трубы вместе, что вызывает осложнения в подземном ремонте.

а практике во время плановых остановок необходимо обеспечить верхнее крайнее положение плунжера, которое соответствует крайнему верхнему положению головки балансира, чтобы во время запуска штанговая колонна и плунжер совершали ход вниз [83].

Явления образования пробок в скважинах и агрессивное действие песка на работу насосной установки взаимосвязаны: понижение либо прекращение подачи насоса вследствие износа рабочих пар ГНО, размыва трубных соединений и т.д. вызывает образование пробки на забое. Потому первой причиной прекращения подачи является не песочная пробка на забое скважины, а износ Г .

сложнения при выводе скважины на режим обусловлены большим содержанием КВЧ в период работы после ремонта скважины либо ГРП - от 200 по 1000 мг/л [9]. Это нередко превосходит паспортные характеристики насосов, даже износостойкого выполнения. еханические частички, проходя сквозь рабочие органы штангового насоса, выполняют абразивную работу и считаются главной предпосылкой заклинивания плунжеров в цилиндре, обрыва штанг, отказа клапанных пар, заполняют фильтр насоса.

По данным Шашкина М.А., во многих вновь осваиваемых насосных скважинах значительное количество мехпримесей поступает из пласта только в первые дни эксплуатации. сновная масса отказов глубинно-насосного оборудования по засорению - порядка 80 %, приходится на вновь введенные

скважины из бурения, после забуривания второго ствола, проведения подземного ремонта и Г П. дальнейшем, при отработке скважины в определенный промежуток времени отказы по причине засорения на этих скважинах отсутствуют [1].

Пересыпание зоны перфорации продуктами разрушения призабойной зоны пласта проявляется вслед за проведением Г П, и потом в процессе эксплуатации.

а последней стадии Г П в стволе скважины, как правило, остается много проппанта, не закачанного в пласт расклинивающего агента. оличество его может варьироваться от сотен килограмм по 10 тонн. Промывка забоя перед спуском насоса производится при , но вынос проппанта не прекращается и при последующей эксплуатации, что при отказе Г приводит к повторному проведению работ, и в итоге повышает издержки на , время простоя скважины и загрязнения призабойной зоны. Пересыпание зоны перфорации скважин с значительным выносом песка осложняется тем, что борьбу с данным явлением начинают уже на последней стадии эксплуатации скважины, когда призабойная зона уже существенно дренирована и наблюдаются проблемы пробкообразования. то же время понятно, что выполнение работ, направленных на укрепление призабойной зоны в стадии заканчивания скважин после бурения дает наиболее приемлемые результаты. Анализ имеющихся методик борьбы с механическими примесями сообразно группам показал [10], что проблемы защиты Ш еще не решены, невзирая на то, что для Ш подобран обширный набор пескозащитных устройств, в конструкциях которых выполнен принцип многоступенчатой сепарации на основе гидродинамических явлений: разворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой вектора течения, эффекта увеличения газовых пузырьков небольших фракций с их следующей сепарацией.

а данный момент фильтры (забойные, перед насосом, в составе насоса) являются более действенной (сообразно соотношению трат-эффективности) и известной технологией защиты скважины и глубинного насосного оснащения от вредоносного воздействия твердых взвешенных частиц [93,96]. При этом в числе

разных конструкций лучшие фильтрационные характеристики показывают каркасно-проволочные фильтры, но и они склонны к интенсивному забиванию.

1.3.1 Влияние механических примесей на износ глубинного насосного оборудования

рение насосных штанг о трубы имеет важное значение в эксплуатации скважин. но может составить значительную часть нагрузок на колонну штанг и служить причиной ее износа или обрыва. наибольшей степени трение имеет место в зонах искривления ствола скважины и обусловлено Эйлеровыми силами прижатия штанг к насосно-компрессорным трубам. остояние поверхностей трения существенно влияет на коэффициент трения. По мере эксплуатации оборудования происходит изменение состояния поверхности, а следовательно, и коэффициента трения [45].

дной из сложностей эксплуатации скважин является завышенное влияние сил граничного трения, износ ГНО (насосных штанг, НКТ, муфтовых соединений), предопределенный большой кривизной стволов и нахождением в жидкости высокоабразивных частичек - кварцевого песка, выносимого из пласта, нерастворимых солей, действия коррозии.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Купавых, Вадим Андреевич

Выводы

1 а основании проведённых теоретических и экспериментальных исследований разработана принципиально новая конструкция узла всасывающего клапана трубного штангового насоса в сочетании с фильтровой компоновкой с сеткой Джонсона, что позволило усовершенствовать конструкцию ШСНУ и технологию добычи скважинной продукции, осложнённой высоким содержанием ТВЧ без подъёма ГНО в целях промывки фильтра.

2 Изготовлен в заводских условиях и успешно внедрен в эксплуатацию на скважине № 1677 Арланского месторождения комплект ГНО, включающий в состав стандартный насос невставного типа условным диаметром 44 мм,

модифицированный узел всасывающего клапана, фильтровую компоновку с использованием сетки жонсона.

3 Опыт пробной эксплуатации разработанного оборудования показал высокую технологическую эффективность за счет увеличения МРП, коэффициента эксплуатации скважины и увеличения добычи жидкости и нефти, путем минимизации простоя скважины, существенного сокращения наличия механических примесей в добываемой продукции, оптимизации режима работы скважины.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Анализ эксплуатации известных фильтров на приеме глубинных насосов показал их невысокую эффективность из-за необходимости периодического подъёма насосного оборудования на поверхность для очистки фильтрующих элементов от налипших ТВЧ. Кроме того, применение стандартных сетчатых фильтров сопряжено с заклиниванием частиц в ячейках фильтра и невозможности его промывки потоком жидкости.

2 Разработана и испытана в лабораторных и заводских условиях фильтровая компоновка на приеме трубного штангового насоса, позволяющая осуществлять промывку фильтрующего элемента без подъема насосного оборудования созданием тока жидкости из колонны .

3 результате лабораторных экспериментов по исследованию фильтрации ТВЧ в сетке Джонсона получены экспериментальные зависимости максимального размера ТВЧ удерживаемого в фильтрующем элементе от критерия Яе течения жидкости через фильтр. Полученную зависимость можно использовать для оценки максимальных размеров частиц, задерживаемых фильтром при различных значениях числа ейнольдса.

4 Получена экспериментальная зависимость износа трущийся пары от размера Ч, показавшая, что при достижении размера Ч 210 мкм величина износа достигает наибольшего значения, обусловленного попаданием крупных фракций кварцевого песка в зазор пары корпус-плунжер.

5 Изготовлен в заводских условиях и успешно внедрен в эксплуатацию на скважине № 1677 Арланского месторождения комплект ГНО, включающий в состав стандартный насос невставного типа условным диаметром 44 мм, модифи-цированный узел всасывающего клапана, фильтровую компоновку с использова-нием сетки жонсона.

пыт пробной эксплуатации разработанного оборудования показал высокую технологическую эффективность за счет увеличения П, коэффициента эксплуатации скважины и увеличения добычи жидкости и нефти, путем минимизации простоя скважины, существенного сокращения наличия механических примесей в добываемой продукции, оптимизации режима работы скважины.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Купавых, Вадим Андреевич, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Шашкин, М.А. Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГН О/ М.А. Шашкин // Инженерная практика .- 2010,№2. - С. 26-30.

2 Булчаев, Н.Д. Совершенствование методов защиты электроцентробежных насосов в пескопроявляющих скважинах водозабора нефтяных месторождений: дисс. .. .канд.техн.наук. - 2011.

3 кимов, . . ндекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-BP в Западной Сибири/ С.Б. Якимов // Нефтепромысловое дело. - 2008, №9.- С.33-38.

4 Б улат, А.В. Повышение эффективности работы скважинного насосного оборудования за счет применения сепараторов механических примесей: дисс. .канд. техн. наук. - 2013.

5 Агеев, Ш.Г. Энциклопедический справочник лопастных насосов для добычи нефти и их применение / Ш.Г. Агеев, Г.П.Григорян, Г.П. Макиенко. -Пермь: ОО О «Пресс мастер», 2007.

6 Камалетдинов, P.C. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями/ Р.С.Камалетдинов, А.Б. Лазарев// Инженерная практика . -2010, №2. - С.6-13.

7 Пчелинцев, Ю.В. Полеты насосов/ Ю.В.Пчелинцев. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003.

8 Шмидт, . . Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных содержанием мехпримесей в продукции: автореф. дисс. канд. техн. наук.- Уфа, 2007. - 25 с.

9 Казаков, Д.П. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта: автореф. дисс.. канд. техн. наук. - Уфа, 2010.- 26 с.

10 Б ахтизин, Р.Н. Особенности добычи нефти с высоким содержанием механических примесей/ Р.Н.Б ахтизин, Р.Н. Смольников //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012, № 5. - С. 159 - 169.

11 Шмидт, С.А.Эксплуатация добывающих скважин южной лицензионной территории Приобского месторождения в условиях выноса механических примесей / С.А. Шмидт, Б.В. Парфенов, И.Я. Дельман, А. А. Шмидт // Нефтяное хозяйство. - 2006, №12. -С. 68-69.

12 Ивановский, В.Н. С кважинные насосные установки для добычи нефти/ В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров, В.С. Каштанов, С.С. Пекин. - М., 2002.

13 Репин, Н.Н. Эксплуатация глубинонасосных скважин/ Н.Н. Репин. - М.: Недра, 1971.

14 Адонин, А.Н.Процессы глубинонасосной нефтедобычи/ А.Н.Адонин. -М.: Недра,1964.

15 Пирвердян, А.М. 3 ащита скважинного насоса от газа и песка / А.М. Пирвердян. - М.: Недра, 1986.

16 Шакиров, Э. . пыт применения технологий добычи и ограничения пескопроявления на пластах пачки П месторождений арсуковского направления/ Э.И. Шакиров // Инженерная практика . - 2010, №2. - С.58-65.

17 Ивановский, В.Н. С истемы защиты скважинного оборудования от механических примесей/ В.Н.Ивановский, А.А.Сабиров, A.B. Булат //Территория нефтегаз. - 2010, №9 . - С.62-67.

18 Гарифуллин, А.Р. Опыт борьбы с мехпримесями в О О О «РН- Юганскнефтегаз»/ А.Р. Гарифуллин // Инженерная практика. - 2010, №2 . - С.20-25.

19 Патент 2395474 Р оссийская Федерация, кл. С 04 В 41/83. Проппант с полимерным покрытием/ Прибытков вгений натольевич, Пейчев иктор Георгиевич. ; заявл. 26.12.2008, опубл. 27.07.2010.

20 Гаврилко, . . ильтры буровых скважин/ . . Гаврилко, . . Алексеев.- М.: Недра, 1985.

21 Семёнов, А. А. С истемный подход к заканчиванию горизонтальных скважин Ванкорского месторождения/ А. А. Семёнов, С. В. Зимин //Научно-технический вестник Р оснефти.- 2009, № 2.

22 очкарев, . . азработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах: дисс. ... канд.техн. наук: 61 09-5/1775; опубл.25.00.17 . - Тюмень, 2009. - 173 c.

23 донин, . . абота насосной установки на больших глубинах/ . . Адонин, И.Г. Б елов// Труды АзНИИ ДН, вып. 1. - Азнефтеиздат, 1954.

24 Репин, Н.Н. Эксплуатация глубинонасосных скважин/ Н.Н.Р епин. - М.: Недра, 1971.

25 ербицкий, . . овая технология защиты электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / . . ербицкий, . . роздов, . . еньгаев,

A.И.Рабинович// НХ. -2007, №12 .С. 78-79.

26 ласов, . . аботоспособность упрочненных трущихся поверхностей/

B.М. Власов. - М.: Машиностроение, 1987. - С.57-59.

27 Лозовский, . . адежность гидравлических агрегатов/ . . Лозовский. -М.: Машиностроение, 1974. - С.320.

28 Марцинкоский, В. А. Гидродинамика и прочность центробежных насосов/ В. А. Марцинкоский.- М.: Машиностроение, 1970.- С.272.

29 Петренко, . . Проект « П-700»/ . . Петренко // нженерная практика. - 2010, № 2. - С.84-87.

30 правочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. обыча нефти/ . . ндриасов, . . ищенко, . . Петров и др.; под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова; ООО ТИД «Альянс» . - 2005.

31 Кудинов, В.И. Основы нефтегазопромыслового дела/ В.И.Кудинов. - М., 2005 .

32 Бузинов, С.Н.Гидродинамические методы исследования скважин и пластов/ С.Н. Бузинов, И. Д. Умрихин. - М.: Недра, 1973.

33 Кузьмичев, Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин - эффективный способ эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей/ Н.П. Кузьмичев // Инженерная практика. - 2010, №2. - С. 107-110.

34 Б асарыгин, Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин/ Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И.Булатов, Ю.М. Проселков. - М., 2001.

35 Богданов, А.А. Погружные центробежные электронасосы/ А.А.Богданов. -М.: Гостоптехиздат, 1957.

36 Идельчик, И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. (Коэффициенты местных сопротивлений и сопротивления трения)/ И.Е. Идельчик.- М.; Л.: Госэнергоиздат, 1960.

37 Аметов, И.М.Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин/ И.М. Аметов, Н.М. Шерствев. - М.: Недра, 1989.- 213 с.

38 Афанасьев, А.В. Использование технологии крепления призабойной зоны скважины «ЛИНК» для ограничения выноса песка/ Афанасьев А.В. // Инженерная практика. - 2010, №2.- С. 38-48.

39 Фильтры модули ЖНШ производства компании «КАМТЕХНОПАРК» эффективное решение при высоких уровнях КВ Ч// Инженерная практика. - 2010, №2. - С.56-57.

40 вановский, . . борудование для добычи нефти и газа/ В.Н.Ивановский.- Ч.1. - М.: Нефть и газ, 2002. - 768 с.

41 Газаров, А.Г. Технологии и технические средства снижения износа Ш в искривленных и обводненных скважинах / .Г. Газаров, . . уранчин,

В.В. Тюрин и др. // Известие вузов. - 2009. -№3. - С.60-64.

42 аталог оборудования П « ефтеспецтехника», 2008 г.

43 Ибрагимов, Н.Г. Осложнения в нефтедобыче/ Н.Г.Ибрагимов, А.Р.Хафизов, В .В. Шайдаков и др. - Уфа: Монография, 2003. - 302 с.

44 Шайдаков, Е.В. Магнитная коагуляция механических примесей/ Е.В. Шайдаков, О.Ю.Полетаева //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело».- 2011, № 4 . -а 102 - 114.

45 алеев, . . Экспериментальные исследования коэффициента трения штанговых муфт о трубы / М.Д. В алеев, М.В. Ахметзянов, И.Р. С аттаров и др. // Нефтепромысловое дело. -2011. -№ 3. -С.29-31.

46 Газаров, А.Г. Трение и износ насосного оборудования в скважинах с повышенным содержанием механических примесей / А.Г. Газаров, В.П. Жулаев, А.Р. Буранчин и др. // Нефтегазовое дело. -2011. -Т. 9, № 1. -С.25-30.

47 Зубаиров, С.Г. Исследование закономерностей изменения сил трения насосных штанг о трубы в процессе эксплуатации/ С.Г. Зубаиров // Известие вузов. - 1999. -№5. - С.20-24.

48 Башта, Т. М. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы: учебник/ Т.М. Б ашта, С.С. Руднев, Б.Б. Некрасов и др. - 2-е изд., перераб. - М.: Машиностроение, 1982. - 423 с.

49 Чугаев, Р.Р. Гидравлика: учебник для вузов/ Р.Р.Чугаев. - 4-е изд., доп. и перераб. - Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1982. - 672 с.

50 очаров, П. П. еория вероятностей и математическая статистика / П. П. Б очаров, А. В. Печинкин. - М.: ФИЗМАТ ЛИТ, 2005. - 296 с.

51 Гмурман, В. Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие для вузов / В. Е. Гмурман. - 9-е изд., стер. - М.: Высш. шк., 2003. - 479 с.

52 Горяинов, . . атематическая статистика: учеб. для вузов / . . Горяинов, И. В. Павлов, Г. М. Цветкова и др.; под ред. В. С. З арубина, А. П. Крищенко. - М.: Изд-во МГТ У им. Н. Э. Б аумана, 2001. - 424 с.

53 Кобзарь, А. И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников / А. И. Кобзарь. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006. - 816 с.

54 Словарь - справочник по трению, износу и смазке деталей машин. - Киев: Наукова думка, 1979.

55 Сафонов, Б.П. Лабораторный практикум по курсу «Основы трения и изнашивания элементов трибомеханических систем оборудования»/ Б.П.

С афонов; Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева; Ново-московский институт. - 2000.

56 Фетисов, Г.П. Материаловедение и технология металлов: учеб. для студентов машиностр. спец. вузов / Г.П. Фетисов, М.Г. Карпман, В.М. Матюшин; под ред. Г.П. Фетисова. - 3-е изд., испр. и доп. - М.: Высш. шк., 2005. - 862 с.

57 Мингулов, Ш.Г. Р азработка научных основ и технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин: дис. док-ра техн. наук. - Уфа, 2014. -249с.

58 Купавых, В. А. Модернизированная конструкция штангового насоса для добычи пескосодержащей жидкости/ В.А. Купавых, В. Ф. Мерзляков, М.Д. В алеев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов/ ИПТЭР. -2015. Вып. 4(102). - С. 35-40.

59 Купавых, В. А. Проблемы эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей в продукции/ В.А. Купавых, В.Ф.Мерзляков, М.Д. В алеев // Международное научное объединение Prospero. Научное обозрение физико-математических и технических наук в XXI веке: Междунар. научн.- практ. конф. -Москва, 2015. Вып. 1(13). - С. 27-30.

60 метбаев, . Г. апитальный ремонт скважин. золяционные работы/ . Г.Уметбаев, В.Ф.Мерзляков, Н.С. В олочков. - Уфа, 2000 . - 422с.

61 Мерзляков, В.Ф. Анализ эффективности водоизоляционных работ на нефтяных месторождениях Юго-запада Б ашкортостана/ В.Ф. Мерзляков,

.Г. улейманов, . . осачев. - фа, 2003 . - 47с.

62 ерзляков, . . боснование и совершенствование технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами/ В.Ф.Мерзляков. -М., 2003. - 267с.

63 Купавых, В.А.Гранулометрический анализ механических примесей в продукции нефтяных скважин и технология их фильтрации/ . . упавых, В.Ф.Мерзляков, М.Д. В алеев, А.В. Лысенков // Нефтегазовое дело. -2016. Т. 14, № 1. - С. 74-79.

64 упавых, . . лияние фракционного состава механических примесей на износ скважинного оборудования/ В.А. Купавых, В.Ф. Мерзляков, М.Д. В алеев //

Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов/ П Э . -2016. Вып. 3(105). - С. 52-58.

65 Ивановский, В.Н. Научные основы создания и эксплуатации скважинных насосных установок для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин: дисс. ... д-ра техн. наук. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

66 вановский, . . борудование для добычи нефти и газа/

B.Н.Ивановский. -Ч.1. - М.: Нефть и газ, 2002. - 768 с.

67 Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти/ И.Т.Мищенко.- М: Нефть и газ, 2003.

68 Крылов, А.П. Научные основы разработки нефтяных месторждений/ А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчик, Н.М. Николаевский, И. А. Чарный. - М., 2004.

69 Адонин, А.Н. В ыбор способа добычи нефти/ А.Н.Адонин. - М.: Недра, 1971.

70 донин, . . Процессы глубинонасосной нефтедобычи/ . . донин. -М.: Недра, 1964.

71 Альтшуль, А. Д. Гидравлика и аэродинамика ( Основы механики жидкости)/ . . льтшуль, П. Г. иселёв. - .: здательство литературы по строительству, 1965. - 274 с.

72 мелин, . . Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений/ . . мелин, . . ндриясов, Ш. . Гиматудинов и др. - .: Недра, 1978.

73 Лойцянский, Л.Г. Механика жидкостей и газа/ Л.Г.Лойцянский. -М.: Наука, 1983. - С. 520.

74 арасов, .Ю. сследование процессов отделения механических примесей от высоковязкой продукции скважин/ М.Ю. Тарасов // НХ. №11. -

C. 122-124.

75 опольников, . . омплексный подход к проектированию системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей/ . .

Топольников, КВ. Литвиненко, P.P. Рамазанов //Инженерная практика. - 2010, №2. -С. 84-89.

76 Султанов, Б.З. В опросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин/ Б.З.Султанов, С.С. Орекешев; Уфимский государственный нефтяной технический университет. - М.- Уфа: Нефтегазовое дело, 2005.

77 Адонин, А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами/ А.Н.Адонин.-М.:Недра,1979.- 278 с.

78 ирковский, . . еория и практика глубиннонасосной добычи нефти/

A.С. В ирковский.- М.: Недра, 1971 .- 184 с.

79 Unified Model of Heat Transfer in Gas/Liquid Pipe Flow// H.-Q. Zhang, Q. Wang, C. Sarica, and J.P. Brill/SPE. - 1999. -March 28-31.

80 Ozbelge T.A. Heat transfer enhancement in turbulent upward flows of liquidsolid suspensions through vertical annuli // Int. J.Heat Mass Transfer. -2001.-44.-P.3373-3379.

81 Гилаев, Г.Г. В опросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозборных скважинах/ Г.Г. Гилаев, М.А.Бурштейн, Г.Т.В артумян, А.Т. Кошелев.- Краснодар: С оветская Кубань, 2004.

82 арищев, . . омплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (РС-отказов) скважинных насосных установок/

B.И. Дарищев, Н.Ф.Ивановский, В.Н. Ивановский и др. - М.:ВНИИЭНГ, 2000. -84 с.

83 Абдулин, Ф.С. Добыча нефти и газа/ Ф.С.Абдулин. - М.: Недра, 1983.

84 Salovey K., Wang X.Y. Melting of ultrahigh molecular weigh polyethylene // Amer. Chem. Soc. Polym. Prepr. 1986. v. 27. № 2. - p.172.

85 Feng Yang, Tuchum Ou, Zhongzhen Yu.// J. Appl. Polym. Sci.1998.V.69. p.

335.

86 Коржубаев, А.Г. Нефтедобывающая промышленность России/ А.Г. Коржубаев, Л.В.Эдер // Бурение и нефть. - 2011, №4.

87 Шакуров, . . овременные методы борьбы с пескопроявлением при заканчивавши скважин. Скважинные фильтры PPS, РМС, РРК/ А.Р. Шакуров // Инженерная практика . - 2010, №2. - С.116-119.

88 Сабиров, A.A. О возможности использования десендеров в борьбе с песком/ А.А.Сабиров, Н.Н.Соколов, Ю.А. Донской, A.B.Булат, С.Б. Якимов, B.C. Строев //Т ерритория нефтегаз. - 2010, №3.

89 Скважинный фильтр Ф3 СМ// Бурение и нефть. - 2004, №9.

90 A.c. СССР №313961 кл. Е 21 В 43/38. Устройство для отделения песка из нефти в скважине. Изобретатель: Габриелов J1.B. -заявл. 12.04.1982; опубл. 07.12.1983, Б.И. №45.

91 Churchwell R.C. «Close-Loop System Controls Mud Solids» Petroleum Engineer International №1, 1981 r.

92 Сабиров, A.A. Повышение эффективности работы ШСНУ за счет своевременного распознания неисправностей с помощью системы диагностики: дис. ... канд. тех. наук. - М., 1999 . - 225с.

93 Зайнулин, Г.Г. Современное нефтепромысловое оборудование/ Г.Г. Зайнулин// Нефтяное хозяйство. - №1, 1987.

94 ирая, . ., Грановский . . етоды обработки экспериментальных данных при измерениях/ Т.Н.Сирая, В. А. Грановский. - Л.: Энергоатомиздат, 1990.

95 аддеев, . . Элементарная обработка результатов эксперимента/ . . Фаддеев. - Н.: Нижегородский государственный университет им. Н.И. Лобачевского, 2002. - . 128.

96 Булат, A.B. Повышение эффективности работы СНО при эксплуатации скважин с повышенным содержание механических примесей/ A.B. Булат// Молодежь и инновационное развитие РИТЭКа: сборник докладов. - М.: 2012. - С. 16-24.

97 Наговицын, Э.А. Оборудование для снижения влияния механических примесей при добычи нефти механизированным способом/ Э. . аговицын// Инженерная практика. - №2, 2010. - С.90-96.

98 Dimaev Т., Sazonov Y. «Computer simulation of operating of mechanical impurities borehole separator» Book of ABSTRACTS. The Third International Student Scientific and Practical Conference «OIL&GAS HORIZONS», Gubkin Russian State University of Oil and Gas. - Moscow, 2011. - P.37.

99 Пат. 2593847 Российская Федерация, М, кл. С 2. Устройство для очистки скважинного фильтра. Изобретатели: В алеев Мурад Давлетович, Купавых В адим Андреевич, Житков Александр С ергеевич, Иванов Евгений В асильевич, Фаткулин Салават Миргасимович. - заявл. 22.10.2014; опубл. 10.08.2016.

100 Зейдель, А.Н. Элементарные оценки ошибок измерения/ А.Н. З ейдель. -М.: Наука, 1967.

101 бдульманов, . ., аркелов . . ценка погрешностей результатов лабораторных измерений/ Р.Р.Абдульманов, А.А.Маркелов. - Самара: СГАУ, 1997.