Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование эксплуатации наклонно направленных скважин установками винтовых насосов с поверхностным приводом

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование эксплуатации наклонно направленных скважин установками винтовых насосов с поверхностным приводом"

На правах рукописи

АБУТАЛИПОВ УРАЛ МАРАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАКЛОННО

НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ

25.00.17. - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа -2005

Работа выполнена в дочернем обществе с ограниченной ответственностью «Геопроект» (г. Уфа)

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

кандидат технических наук, Владимир Алексеевич Стрижнев

Ведущая организация: ЗАО «Уфанипинефть»

Защита диссертации состоится 3 февраля 2006 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, у. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан 30 декабря 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор химических наук

Д.А. Хисаева

2006-4

ЪОЩ 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность темы диссертации.

В настоящее время разработка всех основных нефтяных месторождений России и стран СНГ вступила в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии и переходом на механизированный способ добычи. При этом наиболее распространёнными в настоящее время являются штанговые скважинные установки (УСШН) и установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). УСШН целесообразно использовать в малодебитных скважинах. Для УЭЦН характерно применение в высокодебитных скважинах. Однако, при добыче высоковязкой жидкости, или жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа применение традиционных механизированных способов малоэффективно Поэтому, для откачки жидкости повышенной вязкости разработаны установки электровинтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) и винтовые насосы с поверхностным приводом (УВНП), обладающие целым рядом преимуществ по сравнению с насосами других типов. При эксплуатации винтового насоса происходит незначительно перемешивание жидкости, что предотвращает образование стойкой эмульсии нефти с водой. Отсутствие клапанов и сложных переходов определяет простоту конструкции, снижает гидравлические потери. Винтовые насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими примесями), просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны по сравнению с другими типами насосов. При перекачке жидкости повышенной вязкости снижаются перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.

Благодаря малой чувствительности к свободному газу винтовые насосы наиболее эффективны для перекачки высокогазированных жидкостей.

При всех достоинствах УЭВН высокая скорость вращения погружного

двигателя не позволяет их дугппуятмрпвят^ ч мядодебит""* скважинах К

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ |

БИБЛИОТЕКА | СП« •9

таУй

тому же отсутствует возможность регулирования подачи насоса. В УВНП применение привода со сменными парами шкивов или зубчатой передачей различных передаточных отношений позволяет регулировать подачу насоса, благодаря применению более низких скоростей вращения увеличивается ресурс работы винтовой пары.

В настоящее время в подавляющее большинство нефтяных месторождений разрабатываются маподебитными и среднедебитными (до 50 м3/сут) скважинами, на которых рационально применение одновинтовых насосов с поверхностным приводом.

Однако отсутствие методик расчета технологического режима и подбора типоразмера снижает эффективность их применения, особенно при эксплуатации наклонно направленных скважин, в которых штанговая колонна работает в сложнонапряженном состоянии. В этой связи, работы направленные на создание указанных методик являются весьма актуальными.

Цель работы.

Повышение эффективности эксплуатации и межремонтного периода работы скважин с направленным профилем ствола, оборудованных установками винтовых насосов с поверхностным приводом, путем разработки методик для подбора оптимального технологического и температурного режима работы насоса.

Задачи исследований.

1. Анализ опыта эксплуатации винтовых насосов с поверхностным приводом. Обоснование направлений исследований.

2. Теоретические и экспериментальные исследования температурного режима работы винтового насоса. Разработка методики расчета температуры обоймы исходя из технологического режима работы установки.

3. Исследование факторов, влияющих на величину коэффициента подачи, и обоснование выбора расчетных зависимостей.

4. Разработка и внедрение методики подбора установки винтового насоса с поверхностным приводом.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались с применением статистического анализа данных по ремонтам, расчетов температуры обоймы на основе теории теплообмена с учетом геометрических размеров обоймы, зазора в рабочей паре «винт-обойма» и технологических параметров работы насоса.

Научная новизна.

1. Получена методика расчета потерь крутящего момента на трение штанговой колонны УВНП о стенки НКТ в скважинах с направленным профилем ствола

2. Разработана методика расчета температуры обоймы скважинного винтового насоса, позволяющая прогнозировать возможность предотвращения выхода из строя насоса из-за перегрева и методика учета влияния теплового расширения обоймы на коэффициент подачи.

3. Разработана методика пересчета механической характеристики винтового скважинного насоса, снятой на воде при номинальной скорости вращения ротора на условия фактической вязкости перекачиваемой жидкости и расчетной скорости вращения.

Основные защищаемые положения.

1. Методика расчета потерь крутящего момента на трение в винтовом насосе с поверхностным приводом.

2. Методика расчета температуры обоймы скважинного винтового насоса, позволяющая прогнозировать возможность предотвращения

выхода из строя насоса из-за перегрева и коэффициента подачи, с учетом его снижения из-за теплового расширения обоймы.

3. Методика расчета числа Зоммерфельда, характеризующего режим трения для винтового насоса и зависимость для расчета коэффициента трения в винтовом насосе.

4. Эмпирические зависимости коэффициента подачи от наработки насоса.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Разработана методика расчета температуры обоймы винтового насоса, позволяющая подобрать оптимальный технологический режим, при котором исключается расплавление эластомера, а также методика учета влияния теплового расширения на коэффициент подачи.

2. Разработан метод определения величины зазора между винтом и обоймой насоса, которая используется при расчете температуры, коэффициента подачи насоса, а также при диагностике дальнейшей работоспособности винтовой пары

3. Разработана методика и программа для ПЭВМ по подбору оптимального технологического режима работы винтовой насосной установки с поверхностным приводом, включающая в себя расчет температурного режима работы насоса.

4. Разработана конструкция стенда для испытаний винтовых насосов, на которую получен патент РФ№2172868 С1 7 Р04 В 51/00, Б 04 С 2/16. .

Апробация работы.

Основное содержание диссертации доложены на 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. (Уфа, УГНТУ, 1997г.), 50-й научно-технической конференции студентов,

аспирантов и молодых ученых. Секция горно-геологическая. (Уфа, УГНТУ, 1999г.), IV конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина. (Уфа, Башнипинефть, 2000г.), VI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО «Башнипинефть», (Уфа, Башнипинефть 2001г.), VI Конгресс нефтегазопромышленников России (г.Уфа, 2005г.).

Публикации.

На основе выполненных исследований по теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 научные статьи, 6 тезисов докладов на научно-технических конференциях и один патент на изобретение. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач исследований, разработка методик, проведение основных лабораторных исследований.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы из 78 наименований. Работа содержит 111 страниц, 36 рисунков, 17 таблиц.

Автор выражает благодарность научному руководителю, д.т.н., профессору Уразакову К. Р., директору ДООО «Геопроект» Гилязову Р. М., заместителю директора ДООО «Геопроект» в области добычи нефти Мерзлякову В.Ф., профессору кафедры НГПО УГНТУ Султанову Б.З и коллективу сектора техники и технологии добычи нефти ДООО «Геопроект» за поддержку и помощь, оказанную в процессе работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении показана актуальность работы, сформулированы задачи исследований, научная новизна, теоретическая и практическая ценность работы.

В первой главе приводится анализ опыта эксплуатации винтовых насосов с поверхностным приводом. Показано, что винтовые насосы УЭВН и

УВНП имеют наибольший диапазон применимости по вязкости (Таблица 1).

Таблица 1 - Область применения механизированных способов эксплуатации скважин

Тип установки Интервал дебитов, м3/сут Оптимальный интервал вязкости, мПа-с Максимальная вязкость, мПа-с

УСШН 0,1...85 1...500 2 500

УЭЦН 10...800 1...45 85

УЭДН 5...100 1...30 100

УЭВН 4...200 10... 1000 10 000

УВНП 0,1...240 30... 10 000 60 000

В работах М.Д. Валеева приводятся рекомендуемые величины коэффициента подачи штангового глубинного насоса при добыче высоковязкой нефти. По этим данным построен график зависимости коэффициента подачи УСШН от вязкости добываемой жидкости. На этом же графике приведены результаты зависимости, полученные Д.Ф. Балденко при испытании винтовых насосов на стенде (см. рисунок 1). Как видно на графике, при увеличении вязкости коэффициент подачи УСШН резко падает. К тому же область эксплуатации УСШН по вязкости ограничивается допустимой скоростью движения штанговой колонны, превышение которой приводит к зависанию штанговой колонны. На коэффициент подачи винтового насоса вязкость не оказывает большого влияния, так как при повышении вязкости снижаются перетоки через уплотнительную линию. В штанговом насосе повышение вязкости вызывает снижение скорости посадки шарика в клапанах.

Рисунок 1 Зависимость коэффициента подачи УСШН и УВНП от вязкости перекачиваемой жидкости.

В работе показана география внедрения УВНП, которая говорит о возможности применения УВНП практически во всех нефтедобывающих регионах РФ и СНГ. Рассмотрены основные конструкции УВНП различных производителей.

Проведен анализ внедрения УВНП в республиках Башкортостан и Татарстан, где наибольшее распространение получили насосы фирм GRIFFIN PUMPS и SHELLER - BLEKMANN типа 40Т и 40N.

Испытания партии УВНП в ОАО АНК «Башнефть» показали возможность отбора нефти из скважин с дебитами в интервале от 3 до 40 м3/сут. при высоте подъема жидкости до 1300 м, и содержании песка до 1%по весу.

В тринадцати НГДУ ОАО «Татнефть» эксплуатируются УВНП производства фирмы SHELLER - BLEKMANN четырех типоразмеров. Подвески насосов колеблются от 700 до 1200 м, дебиты 1...39 м3/сут, вязкость жидкости 11,1... 89 мПа-с, пластовая температура до 42°С.

При анализе эксплуатации скважин, оборудованных УВНП, в качестве основного параметра использовался коэффициент подачи. Анализ показал, что большая часть насосов работает с невысокими значениями коэффициента подачи: минимальный - 0,145, максимальный - 0,89. С коэффициентом подачи меньше среднего работают 48.9% от общего числа скважин, оборудованных УВНП. Определенный по характеристике коэффициент подачи при среднем перепаде давлений 4,5 МПа изменяется в интервале 0,75...0,9 в зависимости от скорости вращения полированного штока. Согласно рекомендациям производителей УВНП должна работать с Кп = 0,6...1,0.

Проанализированы данные по 94 скважинам ОАО «Татнефть» с замерами токовой нагрузки. Показано, что 58,5 % эксплуатируемых установок работают в режиме неполной загрузки электродвигателя, 14,9 % -перегружены и лишь 26,6 % - работают в оптимальном режиме. Поэтому весьма актуальной является задача обеспечения оптимального режима загрузки оборудования.

По результатам работы УВНП в скважинах НГДУ «Уфанефть» и «Краснохолмскнефть» проведен анализа аварийности. Собрана информация об эксплуатации УВНП с полыми штангами в 2001- 2004 году. Расчеты показали, что приведенные напряжения в теле штанг в зоне обрыва порядка 120... 130 МПа, эти значения превышают допустимые для таких штанг на 20...30%. Таким образом, одной из актуальных задач для снижения аварийности УВНП является повышение точности расчетов напряжений в штанговой колонне.

Одной из наиболее распространенных причин выхода из строя насосов в ОАО «Татнефть» является выход из строя насосной пары. За время эксплуатации 148 скважин, оборудованных винтовыми насосами, в них было проведено 199 ремонтов. Более четверти всех ремонтов на скважинах с УВНП проведены по причине выхода из строя насосов, в том числе по причине разбухания эластомера (21,1 % от всех ремонтов), износа эластомера

и выхода из строя ротора (по 3,0 %). Вероятной причиной отказов малодебитных насосов может быть высокая температура нагрева обоймы из-за трения в винтовой паре, так как поток жидкости не обеспечивает необходимого отвода теплоты.

Во второй главе описаны исследования трения в винтовой паре. На основе проведенных лабораторных исследований разработана методика расчета потерь на трение в винтовом насосе.

Для проведения испытаний винтового насоса был создан стенд (Рисунок 2), позволяющий исследовать работу винтовых насосов на различных жидкостях при разных оборотах и давлениях. Стенд содержит раму 1 с приваренными стойками 2, в которых установлены подшипниковые опоры 3. В опоры 3 вставлена обойма винтового насоса 4. Вал насоса приводится во вращение электродвигателем 5 через редуктор и ременную передачу. От вала, посредством шарнирной муфты крутящий момент передается винту. На выкидном патрубке 6 установлен вентиль 7 и манометр 8. Над насосом расположен бак для жидкости 9. На боковой стенке бака расположена стеклянная трубка 10, сообщающаяся с полостью бака, и предназначенная для замера подачи. Из-за трения между винтом и обоймой, при работе насоса, обойма увлекается винтом, и стремиться повернуться вокруг своей оси в направлении вращения винта. Система рычагов 12 удерживает обойму на месте, а динамометр 13 замеряет усилие, необходимое для удержания.

На стенде проводились исследования работы двух насосов 40Т-025 с различными значениями натягов при скоростях вращения 50, 100 и 150 об/мин на жидкостях с вязкостью от 25 до 100 мПа-с.

Поскольку скорость вращения винта невелика, то влиянием инерционных и сил можно пренебречь. Влияние гравитации ввиду малого объема и массы перекачиваемой жидкости пренебрежимо мало. Поэтому результаты, полученные на стенде с горизонтально расположенным насосом, можно перенести на скважину.

Для определения предварительного натяга в винтовом насосе разработан расчетно-экспериментальный способ, который может применяться для регулярных замеров в условиях промыслов.

Суть предлагаемого способа заключается в замере объема внутренней полости насоса путем заполнения жидкостью и сравнении замеренного объема с рассчитанным теоретическим.

Для расчета потерь крутящего момента на трение от натяга необходимо знать упругость обоймы. Зная площадь контакта в каждом конкретном сечении и упругость обоймы можно вычислить реакцию обоймы и силу трения.

Для определения упругости обоймы разработан лабораторный стенд, схема которого приведена на рисунке 3. Давление для определения упругости создается гидроцилиндром 1 путем перемещения поршня 2 за счет вращения винта 3 маховиком 4. Нагнетательная полость гидроцилиндра сообщается с полостью обоймы трубкой 6, давление в системе замеряется манометром 5. Обойма 8 с одной стороны заглушена, а к другой через переводник 7 подсоединяется трубка 6.

Изменение объема при увеличении давления определяется объемом,

вытесненным поршнем при его перемещении, а давление определяется по манометру.

Рисунок 3. Схема установки для определения упругости эластомера обоймы винтового насоса

Уравнение, описывающее деформацию обоймы насоса, будет иметь

вид:

где Р - давление, Па;

5 - натяг, м.

к - коэффициент упругости, в Па/м. По результатам экспериментов был получен коэффициент упругости обоймы, для насоса 40Т-025 к = 104 Па/м. Пределы применимости данной формулы ограничиваются натягом в 3 мм.

Для определения потерь на трение необходимо найти площадь касания винта и обоймы. Суть методики состоит в том, что площадь контактного пятна определяется как произведение длины линии контакта на расстояние между рассматриваемыми сечениями, то есть ширины пятна:

где /, - длина шага итерации, м;

¿5- ширина пятна контакта, м. На лабораторном стенде проведены испытания двух винтовых

Р = к8

0)

А, = I, • (Ю

(2)

насосов. В качестве рабочей жидкости использовались пробы нефти вязкостью 25... 100 мПа-с. Испытания проводились на скоростях вращения 50, 100 и 160 об/мин. При этом фиксировался момент трения в винтовой паре без перепада давлений.

В результате проведения экспериментов получены значения коэффициентов для зависимости коэффициента трения в винтовом насосе от числа Зоммерфельда. Число Зоммерфельда - безразмерный показатель, используемый в машиностроении и характеризующий режим трения. В нефтедобывающей отрасли число Зоммерфельда впервые использовано профессором К.Р. Уразаковым для описания процессов трения при возвратно-поступательном движении в паре «штанговая колонна - внутренняя стенка НКТ».

Для процессов трения в винтовой паре предлагается использовать показатель Зоммерфельда для вращательного движения, основным отличием которого является использование прижимающей нагрузки на единицу площади, то есть давления:

So-f- (3)

ОБ

где и - угловая скорость вращения винта (ротора) насоса, с'1;

Rob - реакция обоймы, возникающая из-за предварительного натяга в паре винт - обойма; Па.

Реакция обоймы вычисляется по формуле:

ROB = kS (4)

В общем случае зависимость коэффициента трения от числа Зоммерфельда выражается формулой:

/ = a-JSo + b +-С—г= (5)

Коэффициенты для зависимости коэффициента трения в винтовом насосе 40-Т-025 от числа Зоммерфельда приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Коэффициенты для зависимости коэффициента трения в винтовом насосе 40-Т-025 от числа Зоммерфельда

а Ь с й

1.2 0.009 0.48 97

Разработана методика пересчета механической характеристики для винтового насоса в зависимости от свойств перекачиваемой жидкости. Для пересчета механической характеристики при изменении скорости вращения винта, вязкости жидкости или натяга в паре необходимо определить по формуле (5) коэффициент трения при нулевом перепаде давления.

К = (6)

/о

Параметры / и А/ обозначают коэффициент трения и крутящий момент для рассчитываемого режима.

В третьей главе описаны исследования температурного режима работы УВНП и методика расчета температуры обоймы.

Нагрев резиновой обоймы происходит за счет энергии, выделяемой от работы силы трения. Уравнение теплового баланса для винтового насоса:

Агг-Ож-(2Т[1=0 (7)

где Атр- работа силы трения, Дж;

Qж— количество теплоты уносимое с потоком жидкости, Дж;

<2тп - количество теплоты, уходящее посредством теплопроводности в окружающую среду, Дж.

Для того чтобы рассчитать температуру резиновой обкладки обоймы необходимо определить работу силы трения, количество теплоты, уносимое потоком перекачиваемой жидкости, количество теплоты, излучаемое с поверхности корпуса насоса и передаваемое жидкости, в которой находится насос. Выразив из уравнения теплового баланса ДТ, получим формулу для расчета изменения температуры обоймы винтового насоса.

Т Т ' 1 , гг 1 , гз 1 . г4 1 1 Ртр^спО>-аУш.рСжТж,

7]-Т5= — 1п—+—1п—+—1п-*- +—• тр сп-НжИ ж жх (§•)

и Г1 К гг гъ К г4) 2 лЬ у >

По представленной методике для условий стендовых испытаний проведены расчеты температуры на поверхности винтового насоса. Результаты расчета приведены в таблице

Таблица 3 - Расчетные и экспериментальные значения температуры

винтового насоса

Подача

Перепад насоса, Крутящий Температура Температура Относительная

давления (Зжвд, момент, М, фактическая расчетная погрешность,

Р.МПа л/мин Нм Тфакт, °С Трасч, °С Д,%

1,0 0,47 110 19 20,13 6

2,0 0,44 147 22 22,58 2,6

3,0 0,33 176 24 24,45 1,9

4,0 0,19 205 26 26,38 1,5

Из таблицы видно, что расчетная температура отличается от фактической не более чем на 6%.

Предложены мероприятия по предотвращению перегрева винтового насоса с поверхностным приводом.

На рисунке 4 показано устройство УВНП с термостатом, позволяющим поддерживать температуру обоймы близкой к границе термостойкости.

Принцип его действия заключается в следующем В винтовом насосе 1 в термочувствительном цилиндре устанавливается шток-клапан 2. Порог срабатывания термочувствительного цилиндра - порядка 95±3°С. При нагреве обоймы до этой температуры шток - клапан 2, за счет температурного расширения наполнителя перемещается вниз, и преодолевая сопротивление пружины опускает клапан в седло и перекрывает поток жидкости. Тогда на прием насоса начинает поступать жидкость через верхнее

приемное отверстие. Как уже упоминалось ранее, температура этой жидкости ниже, поэтому обойма охлаждается. При снижении температуры пружина возвращает шток в исходное положение.

Четвертая глава посвящена исследованию факторов, влияющих на коэффициент подачи.

Приведены результаты лабораторного исследования влияния температурного расширения обоймы на коэффициент подачи.

Для оценки влияния температурного расширения на величину коэффициента подачи УВНП проведены лабораторные эксперименты, суть которых заключалась в нагреве обоймы, замере изменения объема внутренней полости и подачи насоса.

Фрагмент обоймы нагревался в печи, затем методом, описанным в главе 2, замерялось изменение объема внутренней полости. После этого обойма погружалась в емкость с водой, в обойме устанавливался винт и вращением винта замерялась подача насоса за один оборот. Для экспериментов использовался фрагмент обоймы насоса 40Т-025 длиной

0,12 м.

Уравнение регрессии относительного изменения объема полости обоймы насоса 40Т-025 имеет вид:

ДК0 = 0.477--8.73 (9)

Эта формула применима для температур от 18 до 120 °С. Величина достоверности аппроксимации Я2=0.996.

В результате обработки экспериментальных данных получена зависимость коэффициента подачи (Кп) от температуры нагрева обоймы насоса 40Т-025 при 100 об/мин, уравнение регрессии имеет вид:

Ал = 1,12-0,00817 (ю)

Эта формула также применима для температур от 18 до 120 °С. Величина достоверности аппроксимации Я2=0.995.

Из уравнения (10) видно, что коэффициент теплового расширения для данного типа насоса составляет Ктр=0,47. Второе слагаемое в уравнении зависит от начальной температуры процесса нагрева. Таким образом, рассчитав по методике, приведенной в главе 3 температуру насоса можно, используя этот коэффициент рассчитать объем полости обоймы.

Приведены результаты статистического анализа работы УВНП 74 скважин нескольких НГДУ объединений «Башнефть» и «Татнефть». Получены регрессионные зависимости Кп от наработки, для ДР<1,0МПа

Кп = 0,52-0,0004Ы2+0,0158И (11)

Я2 = 0,97- величина достоверности аппроксимации В общем виде:

КП = К°П-0,0004Ы2+0,0158К (12)

где К°п - коэффициент подачи нового насоса;

N - наработка в млн. циклов.

В главе 5 приведена методика расчета потерь крутящего момента на трение штанговой колонны о стенки насосно-компрессорных труб.

Разработана методика расчета нагрузок, действующих на штанговую колонну УВНП.

Штанговая колонна разбивается на интервалы равные Л1, и для каждого интервала рассчитывается осевая сила и потери момента.

Г, = Г,., + ^Д/соб а, (13)

где q - вес одного метра штанг, кг/м;

АI - длина отрезка штанговой колонны, равный шагу итерации, обычно принимается равным длине штанги - 8м, м;

а, - зенитный угол на 1 - том участке колонны. В качестве основы для расчета потерь на трение штанг о внутреннюю стенку колонны насосно-компрессорных труб использованы формулы для расчета подшипников скольжения.

Подставив значения геометрических размеров штанговой колонны и насосно-компрессорных труб в формулу для расчета зазора в подшипнике качения, и, после несложных преобразований получим формулу для расчета зазора между штанговой муфтой и НКТ при вращении для штанговой колонны из штанг диаметром 22 мм и НКТ 73x5,5:

1.57-10"'7 ц-оо

т'п _Л + 2.097-10'15^ °4)

где ¡1 - вязкость жидкости, Па с;

и - угловая скорость вращения штанговой колонны, с"1; Я - прижимающая нагрузка, Н.

Для расчета зазора между штангой и НКТ при вращении для штанговой колонны из штанг диаметром 22 мм и НКТ 73x5,5:

(0.44/+ 0.007X2.25-Ю-"/«»?) тш ~ 3.1 ЗЛ + (22.7/ + 0.38)(2.25 ■ 10~17/и»/) (15)

где / - длина зоны касания штанги и трубы, м;

Прижимающая нагрузка Я находится по формулам: Результат Ит;„, рассчитанный по формуле (14 и 15), необходимо сравнить с

величиной средней шероховатости поверхностей трубы и штанговой муфты Яа.

При > Ла - режим называется вязким трением.

При Ьт;„ я Яа - режим полусухого трения.

При Ьт;п < Яа - режим сухого трения.

Таким образом, рассчитав прижимающую нагрузку и величину зазора между муфтой и внутренней поверхностью НКТ возможно определить режим трения для каждой муфты.

На основе расчета режима трения разработана методика расчета необходимого количества центраторов на штангу УВНП.

Работа муфты в режиме сухого и полусухого трения приводит к увеличению потерь крутящего момента и ускоренному износу муфт и труб. Поэтому для интервалов штанговой колонны, в которых муфты работают в режиме сухого и полусухого трения рекомендуется установка центраторов. Установка центратора позволит уменьшить удельную прижимающую нагрузку, и тем самым увеличить зазор.

На основе методик полученных в ходе исследований создан модуль ПТК «НАСОС», позволяющий рассчитывать оптимальный технологический режим работы УВНП. Расчеты, проведенные с помощью ПТК, позволили обосновать применение высокопрочных штанг группы прочности Дспец. За время эксплуатации УВНП с штанговой колонной из штанг Дспец не отмечено ни одного обрыва, средняя наработка по 8 скважинам при этом составила 324 сут. При эксплуатации штанг группы прочности Д наработка составляла 210 сут.

Внедрение УВНП в скважинах №235 и 139 Шафрановского месторождения, в скважинах №56, 1314, 200, 1331, 2661, 1300 Югомашевского месторождения ОАО «АНК «Башнефть» по расчетам ПТК «НАСОС» позволило вывести работу насоса на оптимальный режим с высоким коэффициентом подачи порядка 0,7...0,9.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Анализ эксплуатации УВНП в ОАО «АНК Башнефть» и «Татнефть» показал, что большинство выходов из строя связано с обрывами штанговой колонны и износом эластомера обоймы. По ОАО «АНК Башнефть» с обрывами штанг связано 75% ремонтов, по ОАО «Татнефть» - по штанговой колоне 36,8% отказов, 24 % - тепловое разрушение эластомера.

2. Разработана методика расчета потерь крутящего момента на трение в винтовом насосе, основанная на пересчете механической характеристики, с использованием числа Зоммерфельда.

3. Разработана методика расчета температуры скважинного винтового насоса и учета влияния нагрева обоймы на подачу насоса.

4. Получена регрессионная зависимость влияния наработки на коэффициент подачи УВНП, позволяющая учитывать при расчете режима и анализе работы насоса влияние износа эластомера на подачу.

5. Получена методика определения режима трения штанговой колонны и НКТ в наклонно направленной скважине.

6. На основе разработанных методик создан модуль ПТК «НАСОС», для расчета режима УВНП. Расчеты позволили обосновать переход на использование высокопрочных штанг Дспец и снизить обрывность. Внедрение УВНП по расчетам ПТК «НАСОС» позволило вывести работу насоса на оптимальный режим с высоким коэффициентом подачи

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих

работах:

1. Абуталипов У.М. Исследование температурного режима работы

одновинтового насоса // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных

месторождений АНК Башнефть на современном этапе. Материалы 1У-й

конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина. Уфа, Башнипинефть, 2000, с.91-93

2. Абуталипов У.М. Способ определения натяга в винтовом насосе. Эксплуатация нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. Сб.научн.тр. Башнипинефть, вып.№110, Уфа, 2000г., с.54-57

3. Абуталипов У.М., Султанов Б.З. Лабораторные испытания винтового насоса // Материалы 50-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Секция горно-геологическая. - Уфа: Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 1999. с. 70-71

4. Абуталипов У.М., Уразаков К.Р., Закиров А.Ф. Методика проектирования оптимального технологического режима эксплуатации скважин с направленным стволом, оборудованных винтовыми насосами с поверхностным приводом, Научные исследования и практика совершенствования эксплуатации нефтяных месторождений республики Башкортостан. Сборник тезисов докладов (VI Конгресс нефтегазопромышленников России). - Уфа, изд. Геопроект, вып. 117, 2005, с. 80-84.

5. Абуталипов У.М., Хакимов P.P. Программа по подбору скважинных винтовых насосов с поверхностным приводом // Молодые ученые -решению важнейших проблем нефтедобычи АНК «Башнефть». Материалы VI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО «Башнипинефть», Уфа, Башнипинефть,. 2001г., 120-122

6. Абуталипов У.М., Халилов И. Р, Султанов Б.З. Стенд для испытаний винтовых скважинных насосов // Материалы 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Секция горногеологическая. - Уфа: Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 1997. с. 38

7. Абуталипов. У.М., Карпов Н.Л, Султанов Б.З. Универсальный гидравлический якорь для винтовых насосных установок с поверхностным

приводом // Материалы 50-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Секция горно-геологическая. - Уфа: Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2000. с. 116

8. Закиров А.Ф., Уразаков K.P., Абуталипов У.М., Валеев A.M. Стенд для испытаний винтовых насосов // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти. Сб.научн.тр. Башнипинефть, вып.№103, Уфа, 2000г., с .39-43

9. Методика расчета потерь крутящего момента в подземной части винтовых насосов с поверхностным приводом // Закиров А.Ф., Уразаков K.P., Абуталипов У.М. и др. // Ученые Башнипинефти - дальнейшему развитию нефтедобывающего комплекса республики Башкортостан. Сб.научн.тр. Башнипинефть, вып.№100, Уфа, 2000г., с.116-120

10. Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти / Уразаков K.P., Валеев М.Д., Абуталипов У.М., Закиров А.Ф. // Нефтяное хозяйство, 2003 №6, с 108.

11. Стенд для испытаний винтовых насосов //Патент РФ №2172868 С1 7 F04 В 51/00, F 04 С 2/16, Уразаков K.P., Закиров А.Ф., Абуталипов У.М, Кутлуяров Ю.Х., Муталов A.M., Валеев A.M.

РНБ Русский фонд

2006-4 30134

450006, Башкортостан, Уфа, Левина, 86, ДООО «Геопроект» Е-пвЯ: тГо веоргсусс! (31 ba8lmeft.ni

Тирах/ОЛю. Заказ №33*36

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Абуталипов, Урал Маратович

Q ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ

1.1 Осложнения при эксплуатации малодебитных скважин с высоковязкой продукцией.

1.2 Конструкции установок винтовых насосов с поверхностным приводом

1.3 Анализ опыта эксплуатации винтовых насосов с поверхностным приводом

1.4 Выводы 35 г 2. ИССЛЕДОВАНИЯ ТРЕНИЯ В ВИНТОВОЙ ПАРЕ

2.1. Методики расчета потерь на трение в винтовом насосе

2.2 Лабораторная установка для исследования трения в винтовом насосе

2.3 Определение параметров винтовой пары

2.4 Расчет площади контакта винта и обоймы

2.5 Пересчет механической характеристики винтового насоса по вязкости жидкости и скорости вращения винта

2.6 Выводы. 55 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИННОГО ВИНТОВОГО НАСОСА 57 3.1 Методика определения температуры обоймы в зависимости от технологических параметров 57 3.1.1 Расчет работы силы трения

3.1.2. Расчет количества теплоты, излучаемого с поверхности и передаваемого окружающей среде

3.1.3. Расчет количества теплоты уносимого потоком перекачиваемой жидкости

3.1.4 Расчет температуры обоймы винтового скважинного насоса 63 3.2 Стендовые исследования температурного режима работы винтового насоса

3.3. Анализ результатов эксперимента

3.4. Технические решения для предотвращения перегрева обоймы винтового насоса с поверхностным приводом. 72 3.5 Выводы.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ УВНП

4.1 Анализ существующих методик определения подачи винтового насоса.

4.2 Влияние температурного расширения обоймы на коэффициент подачи винтового насоса с поверхностным приводом

4.3 Влияние наработки на коэффициент подачи винтового насоса $

4.4 Выводы. $

5. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОТЕРЬ КРУТЯЩЕГО МОМЕНТА НА ТРЕНИЕ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ О СТЕНКИ НАСОС-НО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ.

5.1 Определение зон касания колонны штанги стенок насосно-компрессорных труб.

5.2 Расчет нагрузок, действующих на штанговую колонну УНВП.

5.3 Влияние параметров работы УВНП на снижение сил трения в подземной части установки

5.4 Методика расчета интервалов расстановки центраторов на штангу УВНП.

5.5 Внедрение результатов исследований

5.6 Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование эксплуатации наклонно направленных скважин установками винтовых насосов с поверхностным приводом"

Актуальность проблемы

В настоящее время разработка всех основных нефтяных месторождений России и стран СНГ вступила в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии и переходом на механизированный способ добычи. При этом наиболее распространёнными в настоящее время являются штанговые скважинные установки (УСШН) и установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). УСШН целесообразно использовать в малоде-битных скважинах. Для УЭЦН характерно применение в высокодебитных скважинах. Однако, при добыче высоковязкой жидкости, или жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа применение традиционных механизированных способов малоэффективно. Поэтому для откачки жидкости повышенной вязкости разработаны установки электровинтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) и винтовые насосы с поверхностным приводом (УВНП), обладающие целым рядом преимуществ по сравнению с насосами других типов. При эксплуатации винтового насоса происходит незначительно перемешивание жидкости, что предотвращает образование стойкой эмульсии нефти с водой. Отсутствие клапанов и сложных переходов определяет простоту конструкции, снижает гидравлические потери. Винтовые насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими примесями), просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны по сравнению с другими типами насосов. При перекачке жидкости повышенной вязкости снижаются перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.

Благодаря малой чувствительности к свободному газу винтовые насосы наиболее эффективны для перекачки высокогазированных жидкостей.

При всех достоинствах УЭВН высокая скорость вращения погружного двигателя не позволяет их эксплуатировать в малодебитных скважинах. К тому же отсутствует возможность регулирования подачи насоса. В УВНП применение привода со сменными парами шкивов или зубчатой передачей различных передаточных отношений позволяет регулировать подачу насоса, благодаря применению более низких скоростей вращения увеличивается ресурс работы винтовой пары.

В настоящее время в подавляющее большинство нефтяных месторождений разрабатываются малодебитными и среднедебитными (до 50м3/сут) скважинами, на которых рационально применение одновинтовых насосов с поверхностным приводом.

Однако отсутствие методик расчета технологического режима и подбора типоразмера снижает эффективность их применения, особенно при эксплуатации наклонно направленных скважин, в которых штанговая колонна работает в сложнонапряженном состоянии. В этой связи, работы направленные на создание указанных методик являются весьма актуальными.

Задачи исследований

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Абуталипов, Урал Маратович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Анализ эксплуатации скважин оборудованных УВНП показал, что большинство скважин, оборудованных УВНП, эксплуатируются в неоптимальном режиме. Показано, что 48,9% скважин работают с коэффициентом подачи ниже среднего. Анализ загруженности электродвигателя показал, что лишь 26,6 % скважин работают в оптимальном режиме загрузки. Это объясняется тем, что из-за отсутствия методик расчета потерь на трение в подземной части и расчета коэффициента подачи сложно подобрать оптимальный режим работы УВНП. Анализ работы УВНП в ОАО «Татнефть» показал, что одним из наиболее частых отказов является износ или разрушение эластомера из-за перегрева обоймы.

2. Разработана методика расчета потерь на трение в винтовом насосе с предварительным натягом. Получены коэффициенты для зависимости, коэффициента трения от числа Зоммерфельда, описывающей механизм граничного трения для одновинтового насоса.

3. Разработана методика расчета температуры обоймы винтового насоса, которая позволит оценить величину температуры при установившемся режиме.

4. Получены регрессионные зависимости, описывающие зависимость коэффициента подачи от наработки для разных периодов наработки, позволяющие учитывать при расчете режима и анализе работы насоса влияние износа эластомера на подачу.

5. Получена методика определения режима трения штанговой колонны и НКТ в наклонно направленной скважине. Разработана методика по расчету интервалов расстановки центраторов штанговой колонны УВНП, исходя из условия работы трущихся тел в режиме вязкого или полусухого трения.

6. На основе разработанных методик создан модуль ПТК «НАСОС», для расчета режима УВНП. Расчеты позволили обосновать переход на использование высокопрочных штанг Дспец и снизить обрывность. Внедрение УВНП по расчетам ПТК «НАСОС» позволило вывести работу насоса на оптимальный режим с высоким коэффициентом подачи

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Абуталипов, Урал Маратович, Уфа

1. Абуталипов У.М. Способ определения натяга в винтовом насосе // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздней стадии разработки/ Сб. научн. тр. Башнипинефть. Уфа, 2000. № 110.- С.54-57.

2. Абуталипов У.М., Сафонов В.Е. Дифференциальный клапан для поочередной откачки воды и нефти диафрагменным насосом / Сб. научн. тр. Башнипинефть. Уфа, 2000. № 103.- С.54-57.

3. Адонин А.Н. О рациональных методах откачки нефти из «песочных» скважин / Азерб. нефт. хоз., 1952. № 4.

4. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины / М.: Недра, 1982.- С. 144.

5. Антипин Ю.В., Валеев М.Д, Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти / Уфа: Башкнигоиздат., 1987.-С.167.

6. Антуфьев В. М., Веденеев В.А. Интенсификация теплообмена путем турбулизации потока жидкости в трубах / Химическое и нефтяное машиностроение, 1974. №1.- С. 16-18.

7. Бабаев P.P. Теоретическое исследование мощности, затрачиваемой на холостое вращение колонны бурильных труб при бурении искривленных нефтяных скважин / Изв.вузов. Сер. Нефть и газ, 1971. № 8.- С. 1721.

8. Багин JI.H., Горбатов B.C. Проблемы и перспективы внедрения погружных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти / Нефтяное хозяйство, 1987. № 2.

9. Балакирев Ю.А., Гегельская Н.В., Слепян Е.А. и др. Добыча высоковязких нефтей скважинными штанговыми насосами / Нефтяное хозяйство, 1981. №7.- С.64-66.

10. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Перспективы создания гидроприводных винтовых насосных установок для добычи нефти / Нефтяное хозяйство, 2002. №3.- С.67-69.

11. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Власов А.В. и др. Параметрический ряд многозаходных скважинных винтовых насосов / Нефтепромысловоедело, 2001. № 8.-С.21-25.

12. Балденко Ф.Д. Одновинтовые насосы и гидродвигатели / Насосострое-ние. Сер. ХМ-Ч.М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987.- С.40.

13. Бидман М.Г. К расчету энергетических потерь в одновинтовых насосах / Труды ВНИИгидромаша, 1971. №42.

14. Бидман М.Г., Кантовский В.К. Определение оптимальных соотношений размеров рабочих органов одновинтовых насосов / Труды ВНИИгидромаша. М.: Энергия, 1971.- С.131-145.

15. Болгарский А.В., Мухачев Г.А., Щукин В.К. Термодинамика и теплопередача / М.: Высшая школа, 1975.- С.495.

16. Валеев A.M. Исследование гидравлических сопротивлений в установках скважинных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти / Дисс. работа на соискание ученой степени кандидата технических на* ук.

17. Валеев A.M. Результаты исследования гидравлических сопротивленийв НКТ винтовых насосных установок // Сб. аспирантских работ / Молодые ученые Башнипинефти отраслевой науке. Уфа: Башнипинефть, 1998.- С.24-29.

18. Валеев A.M. Результаты исследования гидравлических сопротивлений в НКТ установок винтовых насосов // Сборник аспирантских работ. Молодые ученые Башнипинефти отраслевой науке. - С.23-24.

19. Валеев A.M., Закиров А.Ф. Распределение момента кручения по длине колонны штанг для привода винтового насоса / Тезисы научно-практической конференции. Уфа: Башнипинефть, 2001г.-С.118-119.

20. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубинонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат., 1991.

21. Валишин Ю.Г., Фасхутдинов Р.А., Волочков Н.С. и др. Оценка надежности установок штанговых винтовых насосов и разработка рекомендаций по увеличению коэффициента эксплуатации скважин / Сб. на-учн. тр. Башнипинефть, 2000. № 103.- С.32-39.

22. Балденко Д.Ф., Бидман М.Г., Калишевский B.JL, Кантовский В.К., Ря-занцев В.М. Винтовые насосы / М.: Машиностроение, 1982.-С.224.

23. Гловатский Е.А., Антонова Т.С., Косилов А.Ф. Предварительная оценка температурного режима при эксплуатации нефтяных месторождений / Нефтепромысловое дело, 1981. №8.-С.28-29.

24. Глубинонасосное оборудование. Методика подбора / Руководящий документ РД03-001147275-065-2001, разработан ДООО «Башнипинефть» АНК «Башнефть».

25. Гусев В.И., Шерстнев Н.М., Полубоярцев E.JI. Методы совершенствования технологии эксплуатации скважин при добыче вязких нефтей / Нефтяное хозяйство, 1981. № 4.- С.40-43.

26. Давыдов А.Ю. Оценка влияния крутильных колебаний штанговой колонны на работу винтовой насосной установки / Автореферат дисс. работы на соискание ученой степени кандидата технических наук, УГ-НТУ, 2002.

27. Дубовицкий С.А. Анализ эффективности эксплуатации штанговых винтовых насосных установок с наземным приводом в ОАО «Самара-нефтегаз» / «Интервал», 2003. № 12.- С.73-77.

28. Жулаев В.П., Султанов Б.З. Винтовые насосные установки для добычи нефти / Уфа: Изд-во УГНТУ, 1977.- С.42.

29. Закиров А.Ф., Авраменко А.Н. Опыт эксплуатации винтовых насосов в Республике Татарстан / Нефтепромысловое дело, 1999. № 4.- С.37-41.

30. Закиров А.Ф., Уразаков К.Р., Абуталипов У.М., Валеев A.M. Стенд для испытаний винтовых насосов // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти / Сб.научн.тр. Башнипинефть, Уфа, 2000. № 103.- С.39-43

31. Зиненко В.П., Пенкевич С.В., Калинин И.С. О характере вращения бурильной колонны при малых зазорах между трубами и стенками скважины / Геология и разведка, 1971. № 8.- С. 134-137.

32. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C. и др. Некоторые результаты внедрения винтовых насосных установок в Нижневолжском регионе / Нефтепромысловое дело, 2002. № 10.- С.35-37.

33. Информатика в статистике: Словарь-справочник / Под ред. Дайитбего-ва Д.М. М.: Финансы и статистика, 1994.

34. Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др. К вопросу о выборе способа добычи высоковязкой нефти // Машины и нефтяное оборудование / Отечеств, произв. опыт: Экспресс-информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. № 16.-С.4-6.

35. Казак А.С. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами / Нефтяное хозяйство, 1991. № 12.

36. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти / М: Недра, 1973.- С.230.

37. Конюхов И.Н. и др. Винтовой насос. А.С. № 1580053 СССР, МКИ Г04В 47/00; Приоритет 21.06.1983. Опубл. 27.07.90. БИ № 27.

38. Кравцов А.И. и др. Глубиннонасосная установка с винтовым насосом. А.С. № 1542159 СССР, МКИ Г04С 5/00; Приоритет 23.06.1988.

39. Крылов А.В. Одновинтовые насосы /М.:Гостоптехиздат, 1962.

40. Кутдусов А.Т., Уразаков К.Р. Расчет температурного режима погружного электродвигателя // Ученые Башнипинефти дальнейшему развитию нефтедобывающего комплекса республики Башкортостан /Тр.Башнипинефть, 2000. № 100.-С.101-115.

41. Локтев А.В., Болгов И.Д. и др. Использование винтовых насосов с поверхностным приводом в АО «Черногорнефть» / Нефтяное хозяйство, 1995. №9.- С.54.

42. Мановей Н. Гидравлика бурения / Пер. с румын. М: Недра, 1986.-С.536.

43. 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 39-1732-82. Уфа, 1982.

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

45. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти / М.: Недра, 1989.-С.245.

46. Нагусев А.В., Макаренко А.Н., Силкин А.В. Результаты применения штанговых винтовых насосов при добыче высоковязких нефтей с труд-ноизвлекаемыми запасами / «Интервал», 2002. № 8-С.5-6.

47. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубинонасосной эксплуатации / М.: ВНИИОЭНГ, 1972. №11.- С.25-27.

48. Уразаков К.Р., Янтурин А.Ш. Повышение межремонтного периода работы наклонно направленных скважин / Тр. Башнипинефть,1988. №78.-С.110-121.

49. Пономарев В.Г., Мухина Т.И. Лабораторные исследования зависимости объемного к.п.д. винтового насоса типа УЭВН5 от геометрии рабочих органов / Научно-технич. сб. «Насосное оборудование для добычи нефти», 1990. № 3.

50. Поршаков Б.П. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности / М.: Недра, 1987. -С.349.

51. Уразаков К.Р., Валеев М.Д., Абуталипов У.М., Закиров А.Ф. Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти / Нефтяное хозяйство, 2003. №6.- С108.

52. Рабинович Е.З. Гидравлика / М.: Недра, 1978.-С.304.

53. Ратов A.M. О работе погружных винтовых насосов при добыче высоковязкой или с повышенным газосодержанием нефти / М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 1976. № 2.

54. Решетов Д. Н. Детали машин / М.: Машгиз, 1961. С.688.

55. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть II / Пер.с англ. Под ред.Мингареева Р.Ш. М.:Недра, 1980.-С.264.

56. Сопротивление материалов: Учеб. для вузов / Под ред. Писаренко Г.С. 4-ое изд., переработ, и дополн. Киев: Вища школа, 1979.-С.696.

57. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Гиматутдинова М.К. М.:1. Недра, 1974.-C.704.

58. Справочник по добыче нефти / Под ред. Уразакова К.Р. М.: Недра, 2000.- С.374.

59. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений // Добыча нефти/ Под ред. Гиматутдино-ва Ш.К., М.: Недра, 1983.- С.455.

60. Патент РФ №2172868 С1 7 F04 В 51/00, F 04 С 2/16. Стенд для испытаний винтовых насосов / Уразаков К.Р., Закиров А.Ф., Абуталипов У.М, Кутлуяров Ю.Х., Муталов A.M., Валеев A.M.

61. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент / Под ред. Григорьева В.А. и Зорина В.М., М: «Энергоиздат, 1982.- С.512.

62. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя / Пер. с немец. Главная редакция физико- математической литературы издательства Наука, Москва, 1974.

63. Тимашев Э.О., Ямалиев В.У. Анализ причин разрушения эластомеров обойм винтовых насосов / Нефтегазовое дело, www.ogbus.ru, 2005.

64. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин/М. Недра, 1993.-С.168.

65. Уразаков К.Р., Янтурин А.Ш., Закиров А.Ф. и др. Расчет штанговых колонн для привода винтовых насосов в наклонно направленных скважинах / НТС «Нефтепромысловое дело», 1999. № 4.- С.31-36.

66. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / М.:Недра, 1983.-С.510.

67. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны / Уфа.: Башкнигоиздат, 1988 С. 168.

68. Rodemip Oil Well Pumps / Institut Francais Du Petrole.- 1989. se