Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности насосной эксплуатации глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности насосной эксплуатации глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти"

На правах рукописи

АГАМАЛОВ ГАРИСЛАВ БОРИСОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИНС ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖАНАЖОЛ)

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе научно-производственной фирме "Геофизика".

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, акад. РАЕН Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

кандидат технических наук, ст.научн.сотр. Гафуров Олег Гареевич

Ведущее предприятие:

УфаНИПИнефть

Защита состоится « 3 » июня 2005г. в 14°! ч. на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе: Научно-производственная фирма "Геофизика" по адресу: Республика Башкортостан, 450005, г.Уфа, ул. 8-е марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика". Автореферат разослан «29» апреля 2005г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор хим.наук, ст.научн.сотр.

Д А.Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Открытие и ввод в промышленную разработку подсолевых залежей нефти, расположенных на глубинах 3500...4500 м, связаны с большими осложнениями в эксплуатации добывающих скважин. Выработка запасов нефти, неизбежное снижение пластового давления и притока жидкости к скважине требуют применения механизированных способов ее подъема при значительных глубинах подвески насосов. Низкие значения коэффициента подачи насосных установок, большие нагрузки, кривизна стволов скважин и отложения парафина в значительной мере снижают эффективность насосной эксплуатации скважин.

Высокий газовый фактор добываемой нефти и присутствие сероводорода в еще большей степени осложняют эксплуатацию скважин и снижают их межремонтный период. При этом коэффициент подачи установок может снизиться до величин 0,05...0,1, а частота отказов насосных штанг из-за кор-розионно-усталостного разрушения может достичь 2-3 раз в год и более.

Большая глубина скважин неизбежно связана с существованием искривленных участков стволов, в которых происходит повышенный износ подземного оборудования. Агрессивность откачиваемых жидкостей усиливает износ и аварийность насосных установок.

К наиболее характерным в этом плане относится нефтяное месторождение Жанажол, расположенное в Республике Казахстан. Сложное построение продуктивных пластов, их литологическая зональная и слоистая неоднородность явились причиной низкой эффективности заводнения залежи. При этом часть фонда скважин имеет низкие дебиты и забойные давления. Современное состояние разработки и эксплуатации этого месторождения привело к необходимости массового перевода скважин с фонтанной эксплуатации на механизированную с применением штанговых насосов. Другая часть фонда скважин переведена на газлифтный способ эксплуатации.

В разные годы большой вклад в решение проблемы насосной эксплуатации глубоких скважин и изучение влияния газовой фазы на работу штанговых насосов внесли исследования А.С. Вирновского, А.Н. Адонина, И.Т. Мищенко, В.А. Сахарова, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.А. Максутова, Ю.В. Антипина, В.И. Валовского, Б.Е. Доборскока, О.В. Чубанова, М.Д. Валеева, К.Р. Уразакова, Г.И. Богомольного, К.С. Кадымовой, И.Ю. Прока, СМ. Подкоры-това, Н.Н. Репина, О.М. Юсупова, Ю.Г. Валишина, В.А. Афанасьева, Г.З. Ибрагимова и др. В них были заложены основы проектирования насосной эксплуатации скважин с учетом влияния газовой фазы, установлены закономерности изменения действующих нагрузок, намечены основные пути решения проблем эксплуатации осложненных скважин. Однако ряд вопросов проектирования эксплуатации глубоких скважин при комплексном воздействии осложняющих факторов оставался нерешенным.

Целью данной работы является повышение межремонтного периода работы глубоких скважин с повышенным содержанием газовой фазы и увеличение их дебита на базе разработки технических средств и совершенствования методов расчета технологических параметров эксплуатации скважин.

Основные задачи исследований.

1. Анализ основных факторов, осложняющих механизированную эксплуатацию глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти.

2. Исследование коэффициента подачи штанговых насосов и построение регрессионных моделей отказов насосного оборудования, а также влияние газовой фазы на работу установок.

3. Разработка динамической модели работы насосного оборудования скважин, позволяющей оценивать характер распределения нагрузок на колонну штанг в осложненных условиях эксплуатации.

4. Разработка технических средств, уменьшающих динамические нагрузки на оборудование глубоких скважин, методик их расчета и исследование износа подземного оборудования при повышенной кривизне стволов скважин.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные в диссертации задачи решались теоретическими исследованиями динамических нагрузок на оборудование и газосодержания добываемой нефти на различных глубинах скважин, статистическими исследованиями отказов и коэффициента подачи насосов, замера нагрузок в действующих скважинах с помощью динамографов.

Научная новизна.

1. Установлены закономерности изменения и получены статистические зависимости отказов оборудования и энергопотребления от коэффициента подачи УСШН, скорости откачки жидкости и давления на приеме насосов. Показано, что при коэффициенте подачи УСШН менее 0,2 количество ремонтов и энергозатраты резко возрастают.

2. Разработана методика и выполнены расчеты по определению давления на приеме насосов и газосодержания при исходных параметрах газового фактора нефти, физических свойств жидкостей, обводненности и коэффициента сепарации газа у приема насоса.

3. Получены статистические зависимости коэффициента подачи УСШН от газосодержания на приеме насоса и скорости откачки, позволяющие вести его расчет при заданном погружении насоса под динамический уровень жидкости в скважине.

4. Разработана динамическая модель работы УСШН с установленными на колонне штанг амортизаторами нагрузок, позволяющая вести расчет нагрузок и деформаций штанг по глубине и во времени.

Основные защищаемые положения.

1. Основные закономерности снижения МРП в зависимости от технологических параметров работы в глубоких скважинах с высоким газосодержанием на приеме насосов.

2. Зависимости подачи штанговых установок oг технологических параметров их работы и газосодержания нефти на приеме насосов.

3. Динамическая модель работы штанговых насосов, позволяющая

рассчитывать нагрузки на оборудование в глубоких искривленных скважинах, растяжения колонн труб и штанг, осуществлять подгонку глубины подвески, определять влияние амортизаторов на нагрузки в колоннах.

4. Технические средства повышения эффективности эксплуатации глубоких скважин.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Анализом действующих нагрузок на оборудование скважин месторождения Жанажол установлены случаи неточной посадки плунжеров, их удары в цилиндрах, приводящие к поломке клапанных узлов и сочленений штанговых насосов. Показано, что неточность посадки связана со сложностью расчета растяжений штанг и труб.

2. Установлено, что преобладающей причиной низких значений коэффициентов подачи УСШН является повышенное содержание свободной газовой фазы на приеме насосов.

3. Разработана конструкция (патент РФ № 2235307) лабораторного стенда и выполнены исследования по износу подземного оборудования скважин, показавшие возможность сквозного истирания труб в агрессивной среде месторождения Жанажол за период около 40 сут.

4. Разработана конструкция амортизатора колонны насосных штанг (патент № 2209341), позволяющая в среднем на 4 % снижать максимальную и на 6,5 % увеличивать минимальную нагрузки на штанговую колонну.

5. Разработано шарнирно-штанговое соединение для эксплуатации глубоких скважин с повышенной кривизной стволов, предогвращающее скручивание штанг и их аварии.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ "Октябрьскнефть", ОАО СНПС "Актобемунайгаз" (1999-2003 гг.) и на научно-практической конференции "Нефтегазовая отрасль: тенденции и перспективы развития", г. Саратов, 2002 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том чис-

ле, 4 статьи, 1 тезис доклада на конференции, 2 патента на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников. Содержит 115 страниц машинописного текста, 48 рисунков, 15 таблиц, 107 библиографических ссылок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, приведена общая характеристика работы.

В первой главе приведен анализ состояния эксплуатации нефтяного месторождения Жанажол и работы механизированного фонда скважин. Для залежей нефти с глубинами до 4000 м в карбонатных отложениях характерны высокое содержание газа (230...340 м3/т) с растворенными компонентами сероводорода (1,02%...4,34%) и углекислого газа. Содержание парафина в добываемой нефти по толшам KT-I и КТ-И составляет от 6,82 до 10,3%.

Пластовое давление месторождения на начало разработки составляло 39 МПа, текущее значение • 28 МПа. Снижение пластового давления повлекло за собой перевод скважин на механизированную эксплуатацию с глубинами спуска насосного оборудования до 2400 м.

Высокий газовый фактор и низкие уровни жидкости в скважинах в значительной мере снижают производительность насосных установок, доводя коэффициенты подачи в ряде случаев до 0,1 и менее.

В верхних участках скважины на стенках насосно-компрессорных труб откладывается парафин, снижающий подачу насосов и увеличивающий аварийность штанг. Средний дебит скважин, оборудованных УСШН, составляет около 20 м/сут.

Для эксплуатации скважин с большой глубиной спуска насосов применяются станки-качалки с повышенной грузоподъемностью серии М (Lufkin Indast. Comp), CYJY и Roto flex с крутящим моментом на валу до 110 кН-м и грузоподъемностью до 14 т. Штанговые насосы выполнены с толстостенным цилиндром и покрытием плунжера из сплавов хрома, бора и кремния. Плун-

жеры сконструированы для условий повышенного содержания газа. Насосные штанги имеют высокую прочность с допустимыми значениями приведенных напряжений до 9... 11 МПа.

Несмотря на предусмотренную надежность технических средств добычи нефти, аварийность оборудования остается достаточно высокой. Наиболее частые аварии подземного оборудования связаны с обрывами штанг и полированных штоков, поломками клапанных узлов, отворотами штанг и плунжеров. Установлено, что количество ремонтов из-за аварий имеет корреляционную связь с коэффициентом подачи насосных установок. График на рис. 1 показывает, что при снижении коэффициента подачи ниже 0,2 количество ремонтов резко возрастает и доходит до 8... 10 в год.

5

ш о о ь X

о 2 ш а

о ш

а> т X

с о ъе

12 10 8 6 4 2 0

___ 1 1 ---- - г 1 - -!

\ 1 ' V . ! 1 •

♦ \ 1 ♦ ' - ■ ,

------ 1 1 - ж '

!

0,2 0,4 0,6 0,8

Коэффициент подачи

Рис.1 Зависимость количества ремонтов подземного оборудования в год от коэффициента подачи УСШН.

Рост аварийности оборудования связан с ростом амплитуды нагрузок на колонну штанг при снижении уровня жидкости в скважине и коэффициен-

8

та подачи насоса. Максимальная нагрузка возрастает за счет увеличения гидростатической составляющей при ходе штока вверх. Снижение же минимальной нагрузки за цикл происходит за счет разгрузки колонны штанг от веса столба жидкости не в начале, а в середине хода, т.е. в момент высокой скорости. Резкое открытие нагнетательного клапана после сжатия газовой фазы в цилиндре примерно в середине хода вниз уменьшает минимальную нагрузку в сравнении с той, которая имела бы место в начале этого хода при полном заполнении насоса.

Получено эмпирическое выражение для расчета количества ремонтов УСШН в год в зависимости от технологических параметров ее работы (достоверность аппроксимации К"=0,8 при уровне надежности 0,9):

^ = 2«5 - 2,ЗК„т) - 7,171п2(л5) - 0,27ДР, (1)

где п, S - число двойных ходов (мин"1) и длина хода насоса (м);

Ки0д - коэффициент подачи УСШН;

ДР - перепад давления в насосе, МПа.

Видно, что на количество отказов в большой степени влияет и скорость откачки нефти насосом.

Анализ динамограмм работы насосов на ряде скважин месторождения показал возникновение ударов плунжера в цилиндре в конце хода вниз, приводящих к поломке клапанных узлов, обрывам и отворотам плунжеров. Установлено, что причиной ударов является неточность подгонки плунжера в цилиндре, вызванная сложностью расчетов упругих деформаций колонны штанг при большой глубине подвески насосов от воздействия статических и динамических сил.

Во второй главе исследовано влияние газовой фазы на работу насосного оборудования в глубоких скважинах. Анализ подачи насосов в пусковом и стационарном режимах при сохранении технологических параметров показал, что главными причинами малых коэффициентов подачи являются низкие динамические уровни и высокий газовый фактор нефти.

Для правильного выбора технологического режима в таких случаях

для конкретного месторождения требуется установить количественную связь между давлением на приеме насоса и газосодержанием нефти в этой зоне. Истинное газосодержание позволяет рассчитать и плотность нефти.

В работе приводится разработанный алгоритм расчета количества свободного газа и давления на приеме при известных физико-химических свойствах нефти, обводненности, глубине погружения насоса, теоретической подаче и диаметрах оборудования подземной части УСШН.

Для ряда скважин месторождения были выполнены расчеты плотности нефти в стволе скважины, давления и газосодержания для конкретных условий. На основании этих расчетов получена зависимость фактического коэффициента подачи от расчетного газосодержания нефти (^=0,71 при уровне надежности 0,80).:

(2)

где Г- газосодержание нефти, доли единиц.

Величина 0,55 в (2) характеризует коэффициент подачи в условиях отсутствия влияния газа на работу насоса в глубоких скважинах.

Формула (2) позволяет оценить степень влияния газа на подачу насоса и принимать решения по оптимизации технологического режима работы.

Для более глубокого исследования влияния газа и скорости откачки на коэффициент подачи выполнен регрессионный анализ фактических данных по эксплуатации скважин месторождения Жанажол. Получено регрессионное уравнение (К2=0,091 при уровне надежности 0,88):

(3)

Из (3) видно, что для повышения подачи требуется увеличивать соотношение длины хода к числу двойных ходов плунжера насоса.

В третьей главе проведено исследование нагрузок на штанговона-сосное оборудование глубоких скважин с вредным влиянием газовой фазы с применением динамической модели. Показано, что построить сплошную картину распределения нагрузок за полный цикл откачки возможно лишь с

помощью модели, учитывающей совокупность сил, действующих на колонну.

Приведенная динамическая модель включает статические и инерционные нагрузки, перемещения и деформации штанг, силы вязкого и граничного трения, плотность газожидкостной смеси и другие параметры. Модель позволила показать характер изменения нагрузок при снижении динамического уровня жидкости в скважине.

В данной главе приведена также упрощенная динамическая модель, позволяющая определять удлинения штанговых колонн для более точной подгонки плунжера в насосе.

Для расчета динамического растяжения штанг разработана модель колебательной системы, состоящая из цепочки связанных осцилляторов, совершающих вынужденные колебания, т.е. элементарной единицей расчетной модели является простой осциллятор (рис.2), а расчет сводится к последовательному решению дифференциальных уравнений их колебаний.

Полная сила, действующая на осциллятор, состоит из силы упругости, силы сопротивления движению (вязкое и граничное трение), вынуждающей силы (от станка-качалки) и осевых нагрузок от веса колонны в жидкости и нагрузок на плунжер.

(4)

где - возмущающая сила, действующая на колонну штанг, Н;

- коэффициент упругости, Н/м;

- сила сопротивления движению штанговой колонны;

- сумма осевых нагрузок, Н

Дифференциальное уравнение вынужденных колебаний имеет вид:

где т — масса штанговой колонны, кг.

Рис. 2 Расчетная схема осциллятора для расчета колебаний штанговой колонны

Решение уравнения производится численно с помощью системы разностных уравнений, полученных на его основе.

(6)

Полученная в результате решения системы разностных уравнений динамика растяжения колонны 8 позволяет определить посадку плунжера.

Суммарное растяжение колонны определяется с учетом статических растяжений, рассчитываемых по элементарным формулам.

Для решения задачи определения растяжения колонны штанг и НКТ разработана программа на ПЭВМ. Программа представляет собой инструмент для расчета динамического растяжения колонны штанг в скважинах, оборудованных УСШН. На рис.3 представлена диаграмма перемещения плунжера штангового насоса. В данном случае волна растяжения практически находится в одной фазе с ходом головки балансира и эффективный ход составляет 2,5 м. Из графика видно, что закон движения плунжера при больших глубинах подвески имеет сложный характер.

Расчет динамического растяжения штанговой колонны позволяет обеспечить правильную посадку плунжера, учитывать эффективную длину хода, а также определить динамическую составляющую напряжений в колонне штанг при расчетах компоновки скважинных штанговых насосов.

1997 5

5

со а. а>

X

£ 1996.2

с со ь пз X

сс

а. о

2000 , . - г___________ ..... _________

5 10 15 20 25

Время, с

Длина хода 8=3 м, число качаний п=6 мин"1; глубина подвески Ь=2000м

Рис.3 - Диаграмма перемещения плунжера

В четвертой главе разработаны методы и технические средства, повышающие эффективность работы насосного оборудования глубоких скважин.

Для предотвращения отворотов и снижения количества обрывов необходимо было разработать технические средства, позволяющие снизить инерционные нагрузки, нагрузки от изгибающих моментов и компенсировать возникающие моменты кручения.

Автором разработаны конструкции технических устройств, позволяющих предотвратить отвороты и снизить обрывность штанг.

Штанговая колонна жестко связана с плунжером скважинного насоса. За цикл работы дважды изменяется направление движения штанговой колонны. При ходе вниз на штанговую колонну и плунжер действуют силы сопротивления, в связи с чем штанговая колонна изгибается и, скручиваясь, дополнительно вращает плунжер насоса, а при ходе вверх происходит раскручивание и вращение плунжера в обратном направлении.

Массы жидкости и колонны движутся с различными скоростями и во время каждого цикла ускорение системы "штанга-жидкость" меняется по величине и направлению. Возникающие при этом силы инерции влияют на надежность работы штанговой колонны и на работоспособность скважинного насоса.

С целью повышения срока службы штанговой колонны и скважинно-го насоса разработан штанговый амортизатор, который снижает инерционные нагрузки и предотвращает скручивание-раскручивание штанговой колонны. На рис. 4 представлена конструкция амортизатора.

Скважинная штанговая насосная установка содержит насос, колонны насосно-компрессорных труб и насосных штанг с головками верхней штанги 4 и нижней штанги 5, компенсаторы, выполненные в виде стакана 6, соединенного резьбой с крышкой 7. В полости 8 стакана 6 размещена ступень большего диаметра 9 головки 5 нижней штанги. Между упругими элементами 11 и 12 и ступенью 9 установлены шайбы 13 и 14. Поверхности 15 и 16,

по которым шайбы 13 и 14 взаимодействуют со ступенью 9, выполнены сферическими. Между стаканом 6 и крышкой 7 установлено регулировочное кольцо 17.

Рис. 4 - Конструкция амортизатора

Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом. В процессе спуска штанговой колонны стакан 6 и крышка 7 обеспечивают соединение головок 4 и 5 соответственно верхней и нижней штанг. При ходе колонны насосных штанг вверх, когда имеет место наибольшая нагруз-

ка, вначале страгивается верхний участок колонны штанг до места установки первого компенсатора. Далее по мере увеличения нагрузки произойдет сжатие упругого элемента 11 и только после этого начинается движение следующего после компенсатора участка.

При достижении головкой балансира станка-качалки верхней точки и начале хода вниз также обеспечивается движение участков колонны штанг до места установки амортизаторов по мере сжатия упругого элемента 12. Так как нагрузки на штанговую колонну при ее ходе вниз меньше, чем при ходе вверх, то упругий элемент 12 имеет1 жесткость меньше жесткости упругого элемента 11. Таким образом, в процессе работы компенсаторы, установленные на штанговой колонне через определенный интервал, снижают инерционную составляющую нагрузки. Это, в свою очередь, способствует уменьшению количества обрывов насосных штанг. Для регулирования величины деформации упругих элементов в процессе сборки компенсатора служит кольцо 17, устанавливаемое между стаканом 6 и крышкой 7. Для снижения износа упругих элементов 11 и 12, обусловленного угловым и вращательным движением колонны штанг из-за спиральной формы оси скважины, служат шайбы 13 и 14, установленные между ступенью 9 головки 5 нижней штанги и упругими элементами 11 и 12. В этом случае трущимися являются поверхности 15 и 16 между ступенью 9 и шайбами 13 и 14. Предлагаемая установка, благодаря снижению инерционных нагрузок на насосные штанги, уменьшает число их обрывов и создает благоприятные условия для работы в наклонно-направленных скважинах. Кроме того, благодаря тому, что в компенсаторе предусмотрена возможность вращения нижней штанги относительно верхней, предотвращается скручивание штанг.

Для расчета нагрузок на оборудование глубоких скважин и деформаций штанговых колонн на различных глубинах разработана математическая модель, показавшая снижение максимальных нагрузок и уменьшение темпа роста накопленных деформаций штанг ниже установки амортизатора. На рис. 5 и 6 показаны теоретическая динамограмма и накопленная деформация

штанг при установке двух амортизаторов на глубинах 1000 и 1500 м

15 3«

перммшнне плунжер» («)

Рис 5 - Расчетная динамограмма работы насоса 1- без амортизаторов, 2- с амортизаторами

о -м лоо ею ш ш 1« 1йн зш

Глубина, М

Рис 6 - Накопленная деформация штанг по глубине

С целью компенсации изгибающих напряжений, предотвращения скручивания-раскручивания штанговой колонны, повышения срока службы колонны и скважинного насоса была разработана конструкция шарнирно-штангового соединения.

Шарнирно-штанговое соединение состоит из пальца 1, муфты 2, контргайки 3, корпуса 4 и стопорного винта 5 (рис. 7).

Рис. 7 - Шарнирно-штанговое соединение

Детали изготовлены из стали 40Х, рабочие сферические поверхности обработаны - ТВЧ до твердости 48 ...52 HRC. Шарнирно-штанговое соединение устанавливается в колонне штанг в интервалах набора наибольшей

кривизны. Компенсирующий эффект изгибающих усилий штанговой колонны получается вследствие работы шарнирно-штангового соединения в режиме шарнира при взаимодействии сферических поверхностей контргайки и муфты, а также сферической поверхности пальца и внутренней сферической поверхности муфты. Шарнирно-штанговое соединение спроектировано с учетом работы штанговой колонны в скважинах глубиной до 2000 м. Угол поворота шарнирного соединения составляет max 3° от оси изделия, что снижает напряжения изгиба в штанговой колонне, уменьшает усилия на преодоление трения при возвратно-поступательном движении плунжера, уменьшает износ плунжера и цилиндра насоса в наклонно направленных скважинах.

Конструкция штангового шарнира позволяет снизить изгибающий момент, возникающий при работе штанговой колонны в искривленных скважинах при большой глубине и большой длине хода.

Наличие участков искривленных стволов скважин и потеря устойчивости нижней части колонны штанг в глубоких скважинах становятся причинами трения колонн и их износа.

Создан лабораторный стенд по изучению трения и износа штанг и труб непосредственно в отобранной под давлением из скважины добываемой жидкости. Привод с возвратно-поступательным движением образцов оборудования, тензодатчики сопротивлений, взвешивание образцов и создание радиальных сил прижатия трущихся пар позволили установить характер износа. Показано, что при реальных усилиях прижатия штанговой муфты к на-сосно-компрессорной трубе в сероводородосодержащей жидкости месторождения Жанажол за период работы около 40 сут. может произойти сквозное истирание труб и частично муфтового соединения штанг. Этими факторами дополнительно обусловлена высокая аварийность подземного оборудования глубоких скважин с агрессивной средой. В таких случаях предлагается установка центраторов колонны штанг в местах повышенного износа оборудования.

Основные выводы и рекомендации

1. Выполнен анализ и установлены основные виды отказов насосного оборудования при эксплуатации глубоких скважин с повышенным газосодержанием нефти, связанные с ростом нагрузок, низкими значениями подачи установок, износом и неточностью подгонки плунжеров в насосах.

2. Установлены основные закономерности изменения коэффициента подачи УСШН глубоких скважин в зависимости от параметров их эксплуатации и газосодержания нефти. Разработана методика расчета давления на приеме насоса и газосодержания.

3. Разработаны динамические модели работы УСШН в глубоких скважинах, осложненных влиянием повышенного газосодержания нефти, позволяющие производить расчеты нагрузок за полный цикл работы и растяжения колонны штанг и труб в целях увеличения точности расчета посадки плунжера.

4. Разработан лабораторный стенд и проведены исследования износа оборудования в глубоких скважинах с агрессивной средой, показавшие характер и скорость образования сквозных окон в трубах по месторождению Жанажол.

5. Разработаны технические средства повышения надежности насосного оборудования глубоких скважин, включающие амортизаторы насосных штанг и шарнирные соединения, снижающие нагрузки и предупреждающие скручивание штанговой колонны.

6. Разработана математическая модель расчета нагрузок на колонну штанг и накопленных деформаций при установке на штанговых колоннах амортизаторов, позволивших в среднем на 4 % уменьшить максимальные и на 6,5 % увеличить минимальные нагрузки за полный цикл работы насоса.

Публикации по теме диссертации 1. Алексеев Ю.В., Уразаков К.Р., Агамалов Г.Б., Бондаренко К.А. Метод

расчета динамического растяжения штанговой колонны // Эксплуата-

ция нефтяных месторождений на поздней стадии разработки / Сб.научных трудов Башнипинефть, выл. № 110, Уфа, 2002. С. 55-60.

2. Уразаков К.Р., Тукаев А.Ш., Агамалов Г.Б. и др. Совершенствование технологии подземного ремонта скважин // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздней стадии разработки / Сб.научных трудов № 110. Башнипинефть, Уфа, 2002. С. 47-55.

3. Ярушин Т.Б., Тобилов Б.С., Агамалов Г.Б. и др. Механизированная добыча нефти на месторождении Жанажол // Научно-практическая конференция "Нефтегазовая отрасль: тенденция и перспектива развития" / Тезисы докладов. - Саратов, 2002 г. - С.77.

4. Сейтпагамбетов Ж.С., Агамалов Г.Б., Уразаков К.Р. и др. Исследование особенностей работы штанговых насосов на месторождениях ОАО "СНПС-Актобемунайгаз" // Нефть и газ (Казахстан), г. Алма-ата, 2002. -№3.-С. 33-37.

5. Патент РФ № 2209341. Скважинная штанговая насосная установка / Уразаков К.Р, Жулаев В.П., Агамалов Г.Б. и др./ БИ № 21. - 2003.

6. Патент РФ № 2235307. Стенд для испытания материалов на трение и износ / Уразаков К.Р., Рекин СА, Агамалов Г.Б. и др./ БИ №24.- 2004.

7. Уразаков К.Р., Янтурин АК.Ш., Агамалов Г.Б. и др. Определение допустимого момента вращения колонны НКТ или обсадных труб // Технология бурения и эксплуатации скважин / Сб.научп.трудов. Башни-пинефть, Уфа, 2004, С. 43-49.

8. Агамалов Г.Б. Амортизатор для штанговой колонны / Технология бурения и эксплуатации скважин / Сб.научн.трудов. Башнипинефть, Уфа, 2004, С. 211-219.

Агамалов Гарислав Борисович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖАНАЖОЛ)

Специальность:25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных итазовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Сдано в набор 28.04.2005 г. Подписано в печать 29.04.2005 г. Формат 60x84V1/„ Усл. печ. л. 1,28. Бумага офсетная. Гарнитура Newton. Тираж 100 экз. Заказ № 28-05 Печать методом ризографии..

Типография ГУЛ НИИБЖД РБ 450005, Уфа, ул. 8 Марта, 12/1.

✓

X <-

\ ""Ч

- ' «428

09 ШЯ

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Агамалов, Гарислав Борисович

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Уразаков К.Р.

Уфа 2005 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение.

1. Анализ состояния эксплуатации нефтяного месторождения Жанажол и работы скважинного оборудования.

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения и физико-химические свойства нефти, газа и воды.

1.2 Технические средства эксплуатации глубоких скважин в осложненных условиях.

1.3 Статистический анализ опыта эксплуатации установок скважинных штанговых насосов (УСШН) на месторождении.

1.3.1 Влияние технологических параметров на эксплуатацию УСШН.

1.3.2 Анализ действующих нагрузок на колонны насосных штанг по динамограммам.

Выводы.

2. Влияние газовой фазы на работу насосного оборудования в глубоких скважинах.

2.1 Определение количества свободной газовой фазы на приеме насоса.

2.2 Исследование коэффициентов подачи штанговых насосных установок и их оптимизация.

2.3 Регрессионный анализ и исследование влияния технологических факторов на работоспособность и коэффициент подачи штанговых насосов.

Выводы.

3. Исследование нагрузок на штанговонасосное оборудование глубоких скважин, осложненных влиянием газа.

3.1 Динамическая модель работы УСШН.

3.2 Расчет статических и динамических растяжений колонны насосных штанг.

Выводы.

4.Разработка методов и технических средств, повышающих эффективность работы насосного оборудования глубоких скважин

4.1 Исследование износа подземного оборудования в лабораторных условиях.

4.2 Технические средства снижения аварийности подземного оборудования скважин.

4.2.1 Штанговый амортизатор.

4.2.2 Шарнирно-штанговое соединение.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности насосной эксплуатации глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти"

Открытие и ввод в промышленную разработку подсолевых залежей нефти, расположенных на глубинах 3500.4500 м, связаны с большими осложнениями в эксплуатации добывающих скважин. Выработка запасов нефти, неизбежное снижение пластового давления и притока жидкости к скважинам требуют применения механизированных способов ее подъема при значительных глубинах подвески насосов. Низкие значения коэффициента подачи насосных установок, большие нагрузки, кривизна стволов скважин и отложения парафина в значительной мере снижают эффективность насосной эксплуатации скважин.

Высокий газовый фактор добываемой нефти и присутствие сероводорода и парафина в еще большей степени осложняют эксплуатацию скважин и снижают их межремонтный период. При этом коэффициент подачи установок может снизиться до величин 0,05.0,1, а частота отказов насосных штанг из-за коррозионно-усталостного разрушения может достичь 2-3 раз в год и более.

К наиболее характерным в этом плане относится нефтяное месторождение Жанажол, расположенное в Республике Казахстан. Сложное построение продуктивных пластов, их литологическая зональная и слоистая неоднородность явились причиной низкой эффективности заводнения залежи. При этом часть фонда скважин имеет низкие дебиты и забойные давления. Современное состояние разработки и эксплуатации этого месторождения привело к необходимости массового перевода с фонтанной эксплуатации на механизированную - с применением штанговых насосов. Другая часть фонда скважин переведена на газлифтный способ эксплуатации.

В разные годы большой вклад в решение проблемы насосной эксплуатации глубоких искривленных скважин и влияния газовой фазы на работу штанговых насосов внесли исследования А. С. Вирновского, А.Н. Адонина, И.Т. Мищенко, В.А. Сахарова, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.А. Максутова, Ю.В.

Антипина, В.И. Валовского, Б.Е. Доборскока, О.В. Чубанова, М.Д. Валеева, К.Р. Уразакова, Г.И. Богомольного, К.С. Кадымовой, И.Ю. Прока, С.М. Под-корытова, Н.Н. Репина, О.М. Юсупова, Ю.Г. Валишина, В.А. Афанасьева, Г.З. Ибрагимова. В них были заложены основы проектирования насосной эксплуатации скважин с учетом влияния газовой фазы, установлены закономерности изменения действующих нагрузок, намечены основные пути решения проблем эксплуатации осложненных скважин. Однако ряд вопросов проектирования эксплуатации глубоких скважин при комплексном воздействии осложняющих факторов оставался нерешенным.

Целью данной работы является повышение межремонтного периода работы глубоких скважин с повышенным содержанием газовой фазы и увеличение их дебита на базе разработки технических средств и совершенствования методов расчета технологических параметров эксплуатации скважин.

Основными задачами в соответствии с поставленной целью явились:

1. Анализ основных факторов, осложняющих механизированную эксплуатацию глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти.

2. Исследование коэффициента подачи штанговых насосов и построение регрессионных моделей отказов насосного оборудования, а также влияния газовой фазы на работу установок.

3. Разработка динамической модели работы насосного оборудования скважин, позволяющей оценивать коэффициент подачи ШГН и характер распределения нагрузок на колонну штанг в осложненных условиях эксплуатации.

4. Разработка технических средств, уменьшающих динамические нагрузки на оборудование глубоких скважин, методик их расчета и исследование износа подземного оборудования при повышенной кривизне стволов скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Основные закономерности снижения МРП от технологических параметров работы в глубоких скважинах с высоким газосодержанием на приеме насосов.

2. Зависимости подачи штанговых установок от технологических параметров их работы и газосодержания нефти на приеме насосов.

3. Динамическая модель работы штанговых насосов, позволяющая рассчитывать нагрузки на оборудование в глубоких искривленных скважинах, растяжения колонн труб и штанг, позволяющая осуществлять подгонку глубины подвески, влияние амортизаторов на нагрузки в колоннах.

4. Технические средства повышения эффективности эксплуатации глубоких скважин.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные в диссертации задачи решались теоретическими исследованиями динамических нагрузок на оборудование и газосодержания добываемой нефти на различных глубинах скважин, статистическими исследованиями отказов и коэффициента подачи насосов, замера нагрузок в действующих скважинах с помощью динамографов.

Научная новизна.

1. Установлены зависимости отказов оборудования и энергопотребления от коэффициента подачи УСШН, скорости откачки жидкости и давления на приеме насосов для условий месторождения Жанажол. Показано, что при коэффициенте подачи УСШН менее 0,2 количество ремонтов и энергозатраты резко возрастают.

2. Разработана методика и выполнены расчеты по определению давления на приеме насосов и газосодержания при исходных параметрах газового фактора нефти, физических свойств жидкостей, обводненности с учетом коэффициента сепарации газа у приема насоса.

3. Получены статистические зависимости коэффициента подачи УСШН от газосодержания на приеме насоса и скорости откачки, позволяющие вести расчет при заданном погружении насоса под динамический уровень жидкости в скважине.

4. Разработана динамическая модель работы УСШН с установленными на колонне штанг амортизаторами нагрузок, позволяющая получить динамику нагрузок и деформаций штанг по глубине и во времени.

Практическая ценность.

1. Анализом действующих нагрузок на оборудование скважин месторождения Жанажол установлены случаи неточной посадки плунжеров, их удары в цилиндрах, приводящих к поломке клапанных узлов и сочленений штанговых насосов. Показано, что неточность посадки связана со сложностью расчета растяжений штанг и труб.

2. Установлено, что преобладающей причиной низких значений коэффициентов подачи УСШН является повышенное содержание свободной газовой фазы на приеме насосов.

3. Разработана конструкция (патент РФ № 2235307) лабораторного стенда и выполнены исследования по износу подземного оборудования скважин, показавшие возможность сквозного истирания труб в агрессивной среде месторождения Жанажол за период около 40 сут.

4. Разработана конструкция амортизатора колонны насосных штанг (патент № 2209341), позволяющая в среднем на 4 % снижать максимальную и на 6,5 % увеличивать минимальную нагрузки на штанговую колонну.

5. Разработано шарнирно-штанговое соединение для эксплуатации глубоких скважин с повышенной кривизной стволов, предотвращающее скручивание штанг и их аварии.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Агамалов, Гарислав Борисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ и установлены основные виды отказов насосного оборудования при эксплуатации глубоких скважин с повышенным газосодержанием нефти, связанные с ростом нагрузок, низкими значениями подачи установок, износом и неточностью подгонки плунжеров в насосах.

2. Установленные основные закономерности изменения коэффициента подачи УСШН глубоких скважин в зависимости от параметров их эксплуатации и газосодержания нефти. Разработана методика расчета давления на приеме насоса и газосодержания.

3. Разработаны динамические модели работы УСШН в глубоких скважинах, осложненных влиянием повышенного газосодержания нефти, позволяющие производить расчеты нагрузок за полный цикл работы и растяжения колонны штанг и труб в целях увеличения точности расчета посадки плунжера.

4. Разработан лабораторный стенд и проведены исследования износа оборудования в глубоких скважинах с агрессивной средой, показавшие характер и скорость образования сквозных окон в трубах по месторождению Жанажол.

5. Разработаны технические средства повышения надежности насосного оборудования глубоких скважин, включающие амортизаторы насосных штанг и шарнирные соединения, снижающие нагрузки и предупреждающие скручивание штанговой колонны.

6. Разработана математическая модель расчета нагрузок на колонну штанг и накопленных деформаций при установке на штанговых колоннах амортизаторов, позволивших в среднем на 4 % уменьшить максимальные и на 6,5 % увеличить минимальные нагрузки за полный цикл работы насоса.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Агамалов, Гарислав Борисович, Уфа

1. Агамалов Г.Б. Амортизатор для штанговой колонны / Технология бурения и эксплуатации скважин / Сб.научн.трудов. Башнипинефть, Уфа, 2004, с. 211-219.

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

3. Адонин А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов //Нефтяное хозяйство. 1973. № 5. с. 30-33.

4. Адонин А.Н. О рациональных методах откачки нефти из "песочных" скважин. Азерб.нефт.хоз., 1952, № 4.

5. Айткулов А.У. Влияние некоторых параметров на процесс разрушения призабойной зоны скважины месторождения Каламкас, Алматы: «Нефть и газ» № 3, 2001 г.

6. Алексеев Ю.В., Штайгервальд А.Э., Уразаков К.Р. Эмпирические зависимости коэффициента подачи штанговой насосной установки. / Сб. научн. тр. Башнипинефть, вып., № 103, Уфа, 2000 г., с.9-15.

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

8. Алиев Ш.Н. Влияние механизма движения пузырьков газа на эффективность применения газозащитных приспособлений в наклонных скважинах. ВНИИОЭНГ, НТС, Нефтепромысловое дело. №11,1980,с.16-18.

9. Ю.Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1987. 167 с.

10. П.Афанасьев В.А., Овсий Л.И., Сергеев А.Г. Обоснование направлений развития технических средств подъема жидкости из скважин // Нефтяное хозяйство. 1991. № I.e. 14-22.

11. Ахмадишин Р.З. Расчет штанговой колонны в скважине с многолетнемерзлыми породами в разрезе // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтедобычи / Сб.научн.тр. Башнипинефть.1988. вып.78. С. 101-110.

12. Бабуков А.Г. Механика глубинного насоса: Авт. дис. на соиск. учен, степени д-ра техн. наук.-М.: Институт механики АН СССР, 1953.

13. Багиров М.М. Определение усилия в точке подвеса колонны штанг и длины хода плунжера глубинного насоса // АНХ.-1968.-№ 3. с. 34-36.

14. Батыров Х.М. Относительная скорость подъема нефти в эксплуатационной колонне скважин // Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии: Тр. ТатНИПИнефть. 1978. вып. № 39. С. 137141.

15. Батыров Х.М. Применение штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело: Научн.техн.информ.сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981, Вып. 9. с. 24-28.»

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

17. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. -М.: Наука, Гл.ред. физ.-мат.лит., 1986.

18. Бурцев И.Б., Ибрагимов Ф.И. К определению коэффициента подачи штангового насоса // Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: Тр. УНИ. 1978.С. 45-49.

19. Бухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. -М.: Недра, 1985.-360 с.

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

21. Валеев М.Д. Расчет предельных напряжений в насосных штангах //Машины и нефтяное оборудование: Отечест.опыт: Экспресс информ./ ВНИИОЭНГ. 1985. jV? 11,С.4-8.

22. Валишин Ю.Г. Исследование работы глубинных штанговых наосов методом барографирования. Дис. на соискание учен., степени канд. техн. наук.- Уфа, 1972.

23. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти //Тр. ин-та / ВНИИ. 1971. Вып. 57. 184 с.

24. Вирновский А.С. Способ вычисления величин, характеризующих работу глубиннонасосной установки, по данным наземных измерений. Нефтяное хоз-во, №5, 1952.

25. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах // Нефтепромысловое дело: М.: ВНИИОЭНГ. 1981. № 3. С.12-14.

26. Газимов М.Г., Имамаликов Ю.А. Махьянова К.И. и др. Кривые и эмпирические формулы для определения вязкости нефтей и эмульсий /Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. №9.с. 24-26.

27. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами.-Казань: Таткнигоиздат. 1973.

28. Гуревич А.С. Исследование процесса сепарации газа у приема погружного оборудования, работающего в нефтяной скважине авт. дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М., ин-т нефтехим. и газовой промышленности им. И.М.Губкина, 1973.

29. Диденко B.C. Исследование вязкости газонасыщенных нефтяных эмульсий / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.:

30. ВНИИОЭНГ. 1983. Вып. № 12. с. 12-14.

31. Долгих Г.М., Леонов ВА, Шигапов Р.Р.Оптимизация работы основных объектов газлифта. М.: ВНИИОЭНГ Обзорная информация «Нефтегазопромысловое дело»; выпуск 12 (64), 1986 г.

32. Драготеску. Н.Д. Глубинонасосная добыча нефти. -М.: Недра, 1996.-418с.

33. Зубаиров С.Г., Султанов Б.З., Ишмурзин А.А. Глубинный насос с гидравлическим утяжелителем низа колонны штанг // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.:ВНИИОЭНГ. 1974. № 11. С. 20-22.

34. Зубаиров С.Г. Проектирование штанговых насосных установок дляIосложненных условий эксплуатации.-Уфа: Изд-воУГНТУ, 1999.-157с.

35. Информатика в статистике: Словарь-справочник, под.ред. Д.М. Дайитбегова. -М.: Финансы и статистика, 1994.

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

37. Ишемгужин С.Б. и др. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 1993.

38. Кагарманов Н.Ф., Гафуров О.Г., Уразаков К.Р., Пряжевская К.Г., Абрамов В.Е.Методика расчета характеристик глубинных скважинных насосов, работающих в наклонно-направленных скважинах (РД 39-1738-82). Уфа, 1982.

39. Кадымова К.С. Трение в подземной части штанговой насосной установки. Баку: Азернешр, 1983.-138 с.

40. Казаков С.И. Анализ опыта повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин за рубежом.// Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1994, №1.

41. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов // Тематический научно-технический обзор. Машины и оборудование нефтегазовой промышленности.- М.: ВНИИОЭНГ, 1973.- 94 с.

42. Круман Б.Б., Крупицина В. А. Коррозионно-механический износ оборудования М.: Машиностроение, 1968.

43. Ландау. Теория упругости. М.Наука, 1987,246 с.

44. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра 1991г.

45. Максютов Р.А., Джавадян А.А., Шкадов Я.Я. Современные глубинонасосные установки в нефтяной промышленности // Обзор, информ., ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование, 1992, №5.

46. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствованияtмеханизированных способов добычи нефти // Тематич.научн.-техн.обзор: Сер. Нефтепромысловое дело, М.: ВНИИОЭНГ.1978. 44 с.

47. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

48. Миних А.А. Опыт применения внутрискважинного газлифта в России и странах СНГ. М : ВНИИОЭНГ, журнал « Нефтепромысловое дело» № 10, 2001 г.

49. Мирзанжанзаде А.Х., Аметов И.М. Хасаев AM., Гусев В.И. Технология и техника добычи нефти.-М.: Недра, 1986.-245 с.

50. Мкртчян М.В, Определение рентабельности эксплуатации малодебитных скважин. Новости нефт.техн., Нефтепромысловое дело. № 1. ГОСИНТИ. М. 1960.

51. Молчанов А.Г., Молчанов Г.В. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984.-464с.

52. Муравьев И.М., Тищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. Изд-во "Недра". Москва. 1967.

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

54. Патент РФ № 2209341. Скважинная штанговая насосная установка / Уразаков К.Р, Жулаев В.П., Агамалов Г.Б. и др./ БИ № , 2003 г.

55. Патент РФ № 2235307. Стенд для испытания материалов на трение и износ / Уразаков К.Р., Рекин С.А., Агамалов Г.Б. и др./ БИ № 24, 2004

56. Первезенцев JI.H., Сейтпагамбетов Ж.С. Энергосберегающая технология разработки месторождения Жанажол // Нефть и газ Казахстана. № 1. 1996 г.

57. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Расчет прижимающих сил муфт и штанг в наклонно-направленной скважине, Сб. тр. «БашНИПИнефть».

58. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Приближенный расчет гидродинамического сопротивления движения колонны штанг в наклонно-направленных скважинах, Сб.тр. ВНИИ.

59. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра. 1965.191 с.

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

61. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986.- 120 с.

62. Подкорытов С.М., Сельский А.А., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками на Русском месторождении // Тр. ин-та / СибНИИНП. 1981 .Вып.22.с. 21-25.

63. Повышение технического уровня штанговых глубиннонасосных установок ха рубежом.// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт -М.: 1987.

64. Пономарев В.Г., Мухина Т.И. Лабораторные исследования зависимости объемного к.п.д. винтового насоса типа УЭВН-5 от геометрии рабочих органов. Научно-технический сборник "Насосное оборудование для добычи нефти". № 3. 1990.

65. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Нефтяник, 1998, - 160 с.

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

67. Рабинович Е,3. Гидравлика. М.:Недра. 1978. 304 с.

68. Репин Н.Н. Технология механизированной добычи нефти, М.: «Недра», 1976г., 175с.

69. Ришмюллер Г., Майер X. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами: Пер. с нем. Австрия: Шеллер-Блекманн ГмбХ, 1988,- 150 с.I

70. Сахаров В.А., Воловодов А.В., Акопян Б.А., Мохов А.А., Грехов В.В., Гареев А.А. Оптимизация работы газлифтных скважин в условиях прогрессирующего обводнения. М; ВНИИОЭНГ Обзорная информация «Нефтепромысловое дело», выпуск 8 (89), 1989 г.

71. Середа Н.Г., Муравьев В.А. Основы нефтяного и газового дела. М: Недра. 1980 г.

72. Сейтпагамбетов Ж.С., Агамалов Г.Б., Уразаков К.Р. и др. Исследование особенностей работы штанговых насосов на месторождениях ОАО "СНПС-Актобемунайгаз" // Нефть и газ (Казахстан), г. Алма-ата, № 3, 2002, С. 33-37.

73. Справочная книга по добыче нефти. — под ред. Гиматутдинова Ш.К., -М: Недра, 1974, 703 с.

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

75. Справочник мастера по добыче нефти. Под ред. Боярова А.И., Ишемгужина С.Б. // ОАО «Татнефть», Альметьевск, 2000, 334 с.

76. Трахтман Г.И. Повышение надежности глубинно-насосного оборудования за рубежом // Обзор, инфор. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование, 1983, № 6.

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

78. Тронов В.П., Амерханов И.М., Тронов А.В.и др Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсий // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1985. № 10. с.22-25.I

79. Троицкий В.Ф. Работа глубинонаснсой установки в осложненных условиях эксплуатации. Баку: Азернешр, 1962.-84 с.

80. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под ред. А.Е.Сарояна. М.: Недра. 1987.

81. Узумов И.Г. К вопросу определения нагрузки на наземное оборудование в течение цикла работы глубинного насоса// Нефть и газ.- 1966.-№2.-С. 104-108.

82. Уразаков К.Р., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин.-М.:Недра. 1999.

83. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М. Недра, 1993, -168 с.

84. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М., Алексеев Ю.В., Рагулин В. А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М: ВНИИОЭМГ, 1997, 56 с.

85. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В, Кутдусов А.Т. и др. Глубиннонасосное оборудование. Методика подбора / РД 03-00147275-065-2001. Башнипинефть. Уфа. 2001. с. 81.

86. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Калимуллин Р. С, Ларюшкин Н.В., Родионова Т.А. Оптимизация режима эксплуатации механизированного фонда скважин// Нефтепромысловое дело.- 1997. № 6-7.- С. 16-20.

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

88. Уразаков К.Р., Тукаев А.Ш., Агамалов Г.Б. и др. Совершенствование технологии подземного ремонта скважин // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздней стадии разработки / Сб.научных трудов № 110. Башнипинефть, Уфа, 2002. С. 47-55.

89. Хасанов М.М., Мухаметшин Р.К., Уразаков К.Р., Князев О.В. и др.I

90. Динамическая модель глубиннонасосной установки // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвузовский тематический сб.научн.тр./ УГНТУ, 1996, с.58-66.

91. Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. -М: Недра., 1996.-208 с.

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

93. Чарный И.А. Исследование работы штанг глубинонасосной установки // Труды МНИ им. Губкина, Вып. 2.- 1940. С. 129-136.

94. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Изд-во "Недра". Москва. 1983.-312 с.

95. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях. М.: Недра. 1982. 157 с.

96. Чэнь Вэй-дян. Определение усилий в ступенчатой колонне насосных штанг. Труды МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, вып. 54, М., 1965.

97. Шаньгин Н.Н. Эксплуатация насосных скважин, содержащих большое количество песка. Азерб.нефт.хоз. 1953. № 7.

98. Шарин J1.K. Относительная скорость движения газовой фазы в газожидкостной смеси. Тр.Башнипинефть, вып.37, 1973, с. 12-19.

99. Эксплуатация скважин в осложненных условиях, Алескеров С.С. и др.,М.: Недра, 1971, 199 с.

100. Ярушин Т.Б., Тобилов Б.С., Агамалов Г.Б. и др. Механизированная добыча нефти на месторождении Жанажол // Научно-практическая конференция "Нефтегазовая отрасль; тенденция и перспектива развития" / Тезисы докладов, Саратов, 2002 г. С.77.

101. Composit catalog of oil fields eguipment and servisec, Published by world OiL-1986-1987.i

102. Hardy A. A. Why sucker rods fail / Oil and Gas J.-1961.-Vol.61.-num.31.-p.73-76.

103. Keelan R.F. Haw to analyse rod pumps perfomance // World Oil.-1984.-Vol. 199.-numb.4.-p.95-98.

104. Rodemip Oil Well Pumps / Institut Francais Du Petrole. 1989. sempt. P. 36.