Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии эксплуатации малодебитных и высокообводненных добывающих скважин механизированного фонда

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии эксплуатации малодебитных и высокообводненных добывающих скважин механизированного фонда"

003482993

УДК 622.276

На правах рукописи

Болотов Владимир Владимирович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ И ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1 2 ['СП

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа 2009

003482993

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Карамышев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Гильманова Раснма Хамбаловиа

- кандидат технических наук Пиядин Михаил Николаевич

Ведущее предприятие - ГАНУ «Институт нефтегазовых

технологий и новых материалов», г. Уфа

Защита диссертации состоится 26 ноября 2009 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 октября 2009 г.

Учёный секретарь диссертационного совета

доктор технических наук ----— Л.П.Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Одной из причин снижения показателей добычи нефти в России является то, что имеющиеся в настоящее время мощности и применяемые нефтедобывающими предприятиями технологии не соответствуют изменившейся структуре разведанных запасов. Возросло число месторождений с высокой выработанностью и обводненностью запасов. Опережающая выработка высокопродуктивных залежей привела к накоплению на балансе низкодебитных объектов. Себестоимость добычи нефти из малодебитных скважин значительно превышает среднепромысловую себестоимость добываемой нефти. Поэтому проблема повышения технико-экономических показателей эксплуатации малодебитных скважин остаётся актуальной и является важной в области техники и технологии добычи нефти. Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания твёрдых составляющих, гидратов, солей и продуктов коррозии.

На сегодняшний день на месторождениях Западной Сибири, Урала и Поволжья из-за старения фонда скважин значительно возросла их обводненность (более 90 %) и, как следствие, усилились процессы солеотложения. Наиболее интенсивное образование солевых отложений происходит в скважине на приеме насоса, в его рабочих органах и в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Дальнейшее отложение солей с меньшей интенсивностью происходит в системах нефтесбора, нефтеподготовки и поддержания пластового давления.

В осложненных условиях эксплуатации добыча нефти установками скважинных штанговых насосов (УСШН), которыми оснащено более 40 % фонда скважин и практически 90 % фонда малодебитных скважин, часто нерентабельна. Из-за снижения цен на нефть стабильную рентабельность можно обеспечить только за счет снижения себестоимости добываемой нефти, которая на 30...50 % зависит от энергозатрат, эксплуатационных затрат, в том числе затрат на проведение ремонтных работ.

Анализ промысловых данных показывает, что, несмотря на постоянно совершенствуемый комплекс организационно-технических мероприятий, ремонтные работы по ликвидации аварий со штангами (обрывов и отворотов) стабильно составляют около 30 % от числа всех текущих ремонтов. При этом большинство обрывов происходит либо на участках резкого искривления профиля скважины, либо в нижней части колонны штанг.

Анализ литературных источников и патентных материалов также показал, что перечисленные проблемы рассматриваются без адаптации полученных результатов к защите глубинно-насосного оборудования (ГНО), особенно в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений и скважин малодебитного фонда. Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений относятся к сложным. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также не поддающихся контролю довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров, что затрудняет их комплексную разработку и изучение. Решению этих проблем посвящены исследования В.Е. Андреева, А.Н. Адонина, A.C. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, Ю.В. Зайцева, Г.В. Молчанова, Ю.В. Пчелин-цева, М.М. Загирова, P.A. Максутова, Н.И. Хисамутдинова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, М.Д. Валеева, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, К.У. Уразакова, В.Г. Карамышева, Б.Б. Крумана, Л.С. Каплана и многих других.

Исследованию вопросов рациональной разработки нефтегазовых месторождений с применением различных методов оптимизации посвящены работы А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Муравьёва, Р.Г. Касимова, А.Г. Гумерова, Г.Г. Ва-хитова, H.H. Репина, Г.С. Степановой, Р.Н. Дияшева, Ю.П. Желтова, В.В. Шай-дакова, А.И. Акульшина и других.

В сложившейся ситуации возникла необходимость разработки новых технологий интенсификации добычи для рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях и, в первую очередь, усовершенствования используемых технологий.

В последнее время наметились новые направления в решении перечисленных проблем, в связи с чем появилась необходимость в их обобщении, анализе, развитии и практической реализации.

Основные исследования по диссертационной работе выполнены в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 «О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях», Постановлением Правительства Республики Башкортостан от 6 декабря 2005 г. № 268 об утверждении программы «Интенсификация нефтегазоизвлечения трудноизвле-каемых запасов углеводородов, разработка и внедрение обновлённых технологий и технических средств в нефтегазовых отраслях» на 2006-2008 годы.

Целью настоящей работы являются разработка научно обоснованных технологических и конструктивных решений, направленных на предупреждение обрывности насосных штанг в процессе добычи обводненной нефти, и внедрение на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств по предотвращению осложнений в интенсивно искривлённых скважинах.

Основные задачи работы

1. Изучение технологии предупреждения обрывности насосных штанг и предотвращения их усталостно-коррозионного разрушения в скважинах с интенсивными темпами набора кривизны, продукцией повышенной обводнённости и минерализации.

2. Разработка технических средств предотвращения обрыва штанг с учетом особенностей профиля скважины и режимных параметров над насосом, в начале и конце участка резкого искривления.

3. Разработка технологии эксплуатации обводненной скважины, обеспечивающей защиту плунжерной пары от заклинивания, задира и катастрофического износа без использования присадок и дозировочного оборудования.

4. Разработка устройства для обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин для снижения усталостно-коррозион-

ного разрушения подземного оборудования, предупреждения эмульгирования нефти в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений.

5. Разработка комплекса мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств в практику работы добывающих компаний применительно к фонду скважин повышенной обводнённости.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.

Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна:

- проведена классификация типов интенсивно искривленных скважин, являющаяся ключевым методическим положением для количественного расчета нагрузок на насосы;

- в зависимости от величины зенитного угла и интенсивности искривления ствола выделены типы наклонно направленных скважин (ННС);

- разработаны профилактические меры по нейтрализации негативного влияния на подземное оборудование различных факторов;

- установлено влияние кривизны скважин на условия работы штанг и штанговых насосов.

Основные защищаемые положения:

- критериями по подбору скважин, предпочтительных для первоочередного оснащения штанговыми колоннами с шарнирными муфтами, являются интенсивно искривлённые скважины, особенно на участках знакопеременной кривизны с максимальными темпами её набора;

- гибкое байонетное соединение насосных штанг, рекомендуемое к использованию на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся интенсивным искривлением скважин и повышенной коррозионной активностью пластовых и техногенных вод;

- устройство для добычи нефти из осложнённых скважин, оснащённых бесштанговыми насосами.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные при участии автора методические рекомендации и технические средства позволяют устранить причины обрывности насосных штанг и найти пути их предупреждения. Разработаны технические устройства для снижения межремонтного периода работы интенсивно искривлённых скважин в условиях усталостно-коррозионного износа. Методические рекомендации и комплекс технических решений используются на месторождениях ТПП «Лан-гепаснефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались:

на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2007 г.);

на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Тех-нологии-2008» (г. Уфа, 2008 г.).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 6 работ, получено 2 патента

РФ.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и списка использованной литературы, включающего 105 наименований. Содержит 120 страниц машинописного текста, 14 таблиц и 18 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована её актуальность, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны её научная новизна и практическая ценность.

В первой главе приведены результаты анализа опыта эксплуатации сква-жинных насосных установок малодебитных и высокообводнённых добывающих скважин механизированного фонда. На рисунке 1 приведено распределение количества скважин действующего фонда по способам эксплуатации на примере ОАО «НК «Роснефть».

На рисунке 2 показаны причины осложнений при эксплуатации УСШН в ОАО «НК «Роснефть».

УШГН; 63Э СКВ.; 32,5 %

УШВН; 11 скв.; 0,6 %

УЭЦИ; 1316 скв.; 66,9 %

Рисунок 1 - Распределение количества скважин действующего фонда ОАО «НК «Роснефть» по способам эксплуатации

32%

27%

2%

27%

Фонд Вез осложнений и Мехпримеси я Соли Я, АСПО Я Высокий газовый фактор

Рисунок 2 - Причины осложнений при эксплуатации УСШН в ОАО «НК «Роснефть»

Как показал анализ, у специалистов различных институтов (СибНИИНП, МИНХ и ГП, ПермНИПИнефть, БашНИПИнефть, ВНИИнефть) нет общепризнанных оценок влияния кривизны скважин на работу глубинных насосов. Недостаточно однозначных количественных оценок, пригодных для надежного использования на промысле. Не разработаны удобные и применимые на практике методики оценки и вычисления ряда показателей кривизны скважин и нагрузок. Соответственно отдельные специалисты и предприятия применяют разноплановые методы повышения работоспособности штанговых насосов в интенсивно искривленных скважинах.

К примеру, в ОАО «Татнефть» приоритетное внимание уделяется наклонно направленным скважинам с максимальными абсолютными значениями зенитного угла, методам борьбы с утечками через клапаны насоса в ННС. Проведенные исследования показали, что при подвеске насоса в интервале с кривизной 6 градусов на 10 м происходит заклинивание насоса, а в интервале с абсолютными значениями зенитного угла более 42 градусов неизбежна потеря устойчивости работы клапанов. В технических условиях на бурение новых ННС требуется, чтобы в зоне подвески насоса кривизна скважины была не более 3 минут на 10 м, а максимальный зенитный угол не должен превышать 40 градусов. В то же время считается, что при величинах зенитного угла менее 20 градусов изменения азимута можно не учитывать (Руководство по эксплуатации скважин ОАО «Татнефть», стр. 163-165).

В ОАО «АНК «Башнефть» наибольшее внимание уделяют методам обеспечения максимальной производительности насоса в ННС. Проведенные исследования показали, что особенности профиля скважины существенно влияют на максимальную производительность насоса. Институтом «БашНИПИнефть» установлено, что при абсолютных значениях зенитного угла 15, 45, 60 градусов максимальная производительность насоса снижается соответственно на 10, 25, 40 %. Из методов защиты насосов в интенсивно искривленных скважинах наиболее часто используются роликовые и шарнирные центраторы, а также амортизаторы вибраций.

В ОАО «Томскнефть» наибольшее внимание уделяется методам защиты глубинно-насосного оборудования в интервалах знакопеременной кривизны скважин. В ОАО «Сургутнефтегаз» определяющим методом повышения долговечности считается защита оборудования в интервалах максимального значения зенитного угла и интенсивности набора кривизны.

В США основным методом уменьшения влияния интенсивного искривления скважин признается бурение наиболее качественных наклонно направленных скважин, без резких искривлений. Естественно, что повышается стоимость бурения, но при этом число интенсивно искривленных (аварийных) скважин в США незначительно, а показатели кривизны скважин в процессе глубинно-насосной эксплуатации их считают второстепенными. В свою очередь, сравнительный анализ долговечности российских и зарубежных штанговых насосов показывает возможность роста межремонтного периода УШГН в России за счет применения оборудования ведущих зарубежных фирм на 25...40 %.

Тем не менее, одним из важнейших отличий, осложняющих работу глубинных насосов, является интенсивное искривление скважин вследствие низкого качества их строительства. В интенсивно искривленных скважинах наряду с продольными динамическими нагрузками на штанги действуют поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения, дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, а также упругие пространственные деформации штанг, особенно на участках знакопеременной кривизны.

Как показали исследования A.B. Локтева, профиль 62,5 % скважин Западной Сибири не соответствовал российским стандартам по ограничению интенсивности искривления ствола. Интенсивность набора кривизны 18 % скважин достигала 5 градусов на 10 м. К скважинам такого сложного профиля отечественные и импортные глубинные насосы не приспособлены. Это одна из основных причин неудачного внедрения импортных насосов на некоторых месторождениях.

Как показали исследования Ю.В. Пчелинцева, влияние кривизны начинается при значительно меньших отклонениях от вертикали. В результате анализа

были выделены некоторые показатели кривизны, оказывающие приоритетное влияние на работу глубинных насосов в интенсивно искривленных скважинах. Типовой профиль пробуренных наклонно направленных скважин в Тюменской области, как правило, включает четыре интервала:

• вертикальный участок - 20...200 м,

• участок интенсивного набора кривизны - до 500 м,

• участок стабилизации зенитного угла - до 1500 м,

• участок снижения интенсивности кривизны с последующим приближением к вертикали.

Тем не менее, вращение бурильного инструмента создает предпосылки смещения его в определенном направлении. Соответственно корректировка ствола, как правило, осуществляется в противоположном направлении. Проходка пород разных плотностей и углов напластования при различных параметрах работы бурового инструмента и качестве бурового раствора стимулирует появление дополнительных искривленных участков с индивидуальными и неповторимыми параметрами кривизны.

Существенное и активное влияние на характер и интенсивность протекания износа оказывает среда. Именно в таких условиях работают детали гидравлической части НКТ, колонна штанг, скважинные насосы, подверженные абразивному изнашиванию и воздействию специфических сред: промывочных жидкостей, нефти, газа, кислотных и других растворов. Наиболее активно идет кор-розионно-механическое изнашивание штанговых муфт, протекающее при трении металлов, вступивших в химическое взаимодействие со средой.

Анализ исследования мест обрыва насосных штанг по Hill «Лангепас-нефтегаз» показал (таблица 1), что для штанг диаметром 19 мм около 70 % обрывов приурочены к интервалу до 250 мм от галтельной части, около 7 % - от 250 до 500 мм, около 6 % - в ниппельной части, т.е. в местах, наиболее тонких и подверженных нагрузкам, что соответствует местам максимальных напряжений расчётной схемы нагруженного стержня с резьбовой конечной частью (рисунок 3).

Рисунок 3 - График обрывности штанг диаметром 19 мм в ТПП «Лангепаснефтегаз»

Таблица 1 - Анализ обрывности штанг диаметром 19 мм (мест обрыва) за период январь-июль 2008 г.

№ Место обрыва Месяц Кол-во % от общего

штанги 1 2 3 4 5 6 7 случаев кол-ва расследований обрывов

1 До 250 мм от ган-

тельной части 10 11 13 17 14 10 17 92 70

2 От 250 до 500 мм

от галтел. части 2 - - 1 3 3 - 9 7

3 От 500 до 1000 мм от

галтел. части 1 - - - 2 - 1 4 3

4 От 1000 до 2000 мм от

галтел. части - - 1 2 - 1 - 4 3

5 До 3000 мм

от галтел. части - - 1 1 1 1 2 6 4,5

6 До 4000 мм

от галтел. части - - - - 2 - - 2 2

7 Муфта - 2 - 1 - 2 1 6 4,5

8 Переход от резь-

бы до галтел. час-

ти 0 0

9 Ниппельная

часть 2 1 - 3 - 1 1 8 6

Всего расследованных обрывов 15 14 15 25 22 18 22 131 100

Следовательно, конструкция штанги при ее работе в наклонно направленных скважинах не обеспечивает условие равнопрочности и требует своего совершенствования и совершенствования технологии изготовления.

Как показало изучение статистики обрывов штанг в интенсивно искривленных скважинах, большинство обрывов происходит либо на участках резкого искривления профиля скважины, либо в нижней части колонны штанг. Основное число обрывов штанг происходило на расстоянии от 0 до 250 мм от конца штанги.

Во второй главе рассмотрена технология упрочнения насосных штанг с повышенной коррозионно-усталостной прочностью.

При эксплуатации насосные штанги подвергаются совместному воздействию циклических нагрузок и коррозионной среды, что приводит к возникновению коррозионно-усталостных трещин. Недостаточный ресурс работы штанговых колонн обуславливает необходимость поиска экономически приемлемых путей повышения предела коррозионной усталости. Эффективным является использование высоколегированных сталей. Однако их значительная стоимость делает этот метод малодоступным для широкого применения. При производстве насосных штанг остаточные напряжения могут быть созданы специальными видами термообработки, дробеструйной обработкой, упругопластическим деформированием (пластическим растяжением, пластическим скручиванием, пластическим растяжением со скручиванием) и обкаткой.

Также известна технология упрочнения насосных штанг «Ротермикс». Отличие этой технологии от стандартной для штанг дробеструйной обработки заключается в комплексном термомеханическом воздействии на поверхностный слой. Эффективность технологии установлена при стендовых испытаниях на коррозионную усталость. Испытания проводились путем нагружения испытуемого образца, помещенного в коррозионную среду (3 %-ный водный раствор ЫаС1), с частотой 30 Гц круговым консольным изгибом. Технология «Ротермикс» на низколегированной стали марки 35Г2 обеспечила повышение о.) по сравнению со стандартной технологией упрочнения в 1,6 раза. Применение этой

новой технологии позволило повысить предел коррозионно-усталостной прочности в 1,4 раза даже по сравнению с существенно более легированной и более прочной сталью марки 15Х2ГМФ. Стоимость этих сталей различается на 15 %.

Можно ожидать, что применение технологии «Ротермикс» для сталей более высокого класса (например марки 15Х2ГМФ) приведет к еще более высоким значениям предела коррозионно-усталостной прочности.

Следует отметить, что результаты стендовых испытаний полностью объясняются общепризнанной теорией циклической прочности сталей.

Понятно, что детали, подвергающиеся длительной повторно-переменной нагрузке, разрушаются от усталости при напряжениях, значительно меньших предела прочности материала при статическом нагружении. Поэтому показатели статической прочности, т.е. временное сопротивление с„ и предел текучести с0,2 или ст, не пригодны для расчетов на прочность таких деталей.

Расчеты в этих случаях проводят по показателю циклической прочности -пределу выносливости о.). Типичным примером изделий, работающих на усталость, являются насосные штанги, применяемые в качестве передаточного звена от станка-качалки (привода) к штанговому насосу плунжерного типа. В течение каждого рабочего цикла штанги испытывают переменные растягивающие и изгибающие нагрузки. Число циклов нагрузок, которые металл выдерживает до разрушения, зависит от максимального напряжения ст,тх и амплитуды цикла 0а: аа = (сттах — от]П)/2. По мере уменьшения величины напряжения число циклов, вызывающих разрушение, увеличивается и при некотором достаточно малом напряжении становится неограниченно большим. Это напряжение, называемое физическим (истинным) пределом выносливости (а.,), лежит в основе прочностного расчета деталей. Однако для многих металлов и сплавов не существует истинного предела выносливости. Это значит, что и после осуществления весьма большого числа циклов (106...108) наблюдается дальнейшее медленное снижение разрушающего напряжения. В этих случаях определяют условный предел выносливости, т.е. такое напряжение, при котором образец не разрушается за определенное число циклов, называемое базой испытаний. Для на-

сосных штанг за такое число циклов принята величина 5х106 (ГОСТ 13877-96). При усталости деталь разрушается вследствие возникновения и развития усталостных повреждений.

Известно, что повысить усталостную прочность деталей можно конструкторскими и технологическими методами. К конструкторским методам относятся, во-первых, придание детали форм, благоприятных для циклической прочности, и, во-вторых, применение более выносливых материалов.

Применительно к насосным штангам первый путь давно уже полностью исчерпан. Второй путь является возможным, но практически малоприемлемым, т.к. для повышения выносливости штанг необходимо применение сталей, высоколегированных такими дорогостоящими металлами, как хром, молибден и, в особенности, никель. Хорошо зарекомендовали себя стали 20Н2М, 15НЗМА, 15Х2НМФ, однако широкое применение их сдерживают значительные цены на легирующие.

Насосные штанги в реальных условиях находятся в коррозионно-активной пластовой жидкости и нагружены циклическими растягивающей и изгибающей нагрузками с частотой цикла 0,017... 0,200 Гц (1...12 качаний в минуту). Именно это обуславливает коррозионно-усталостный механизм разрушения штанг. Однако в настоящее время показатели усталостной прочности штанг (допускаемое приведенное напряжение и предел коррозионно-усталостной прочности) ни международным стандартом API Spec 11В, ни отечественным ГОСТ 13877-96 не нормируются и заводами-изготовителями не определяются.

В третьей главе рассмотрены профилактические меры по нейтрализации факторов негативного влияния на подземное оборудование скважин.

Расчет нагрузок и исследование механизма разрушения насосов в интенсивно искривленных скважинах показали, что в них возникают значительные дополнительные напряжения, которые в традиционных расчетах не учитываются. Без учета их невозможно исследовать, выявить, моделировать механизм разрушения и, соответственно, обосновать меры по защите оборудования, а также оптимизировать работу глубинных насосов.

Новые нагрузки резко усиливают разрушительное воздействие изгибов, кручения и вибрации. На указанных аварийных участках интегрируется рост показателей трения, осложненного повышением температуры, отложениями механических примесей, всплеском роста кристаллов солей.

При сильнообводненной нефти такие параметры, как вязкость нефти, качество смазки, толщина смазочного слоя, коэффициент трения трущихся поверхностей, могут иметь кратные различия и специфические особенности относительно безводной. В условиях скважины при незначительных величинах зенитного угла, прижимающих сил в период безводной эксплуатации штангового насоса сила трения F имеет очень малые значения. Сила трения существенна, если она сравнима с весом единицы длины штанг и превышает примерно 10 % веса штанги. При снижении динамического уровня жидкости ниже приёма насоса и при прорывах газа возможно сухое трение. Это наиболее опасный и разрушительный режим, который сопровождается заеданием трущихся тел, повышенным износом труб и штанг. Если в продукции скважины, в которой пара трения «труба - штанга» работает в режиме сухого трения, содержится большое количество пластовой воды и агрессивных газов, характер износа может стать интенсивным.

Использование центраторов и других предохранительных устройств в интенсивно искривленных скважинах приводит к росту сил гидродинамического трения, которые особенно велики при добыче высоковязкой нефти. Для расчета сил гидродинамического трения используют известные методы A.M. Пирвер-дяна, который получил формулу для случая гладкой, т.е. безмуфтовой, штанги и при отсутствии движения жидкости в трубах. В последующие годы А.Р. Ка-план дополнительно разработал методику расчета режима движения жидкости в трубах с некоторой скоростью, соответствующей среднему дебиту скважины. Позже М.Д. Валеев экспериментально определил коэффициенты, учитывающие эксцентричное расположение штанг в НКТ. Ламинарное течение вязкой жидкости между двумя штанговыми муфтами, неподвижными и эксцентрично расположенными в НКТ, рассматривалось в работах Я.В. Шевелева.

В результате исследования образцов аварийно разрушенных штанг и насосов было установлено, что основными факторами ускоренного износа штанг, НКТ и насосов являются:

• дополнительные напряжения от трения, изгиба, кручения, вибраций, возникающие на интенсивно искривленных участках скважин;

• потеря устойчивости штанговых колонн вследствие дополнительных изгибов и вибраций, возникающих на интенсивно искривленных участках скважин;

• истирание муфт штанг и НКТ при их контакте на интенсивно искривленных участках скважин;

• односторонний износ плунжера и цилиндра насоса.

Выполненные патентные и промысловые исследования по теме диссертации выявили причины и механизм повышенной аварийности скважинного оборудования (насосов) истирающего фонда. Результаты исследования причин и механизма разрушения УСШН показали, что важнейшей причиной отказов насосов является интенсивное искривление скважин, снижающее долговечность оборудования в 3,0...8,5 раза. В интервалах интенсивно искривленного ствола напряжения в штангах резко возрастают за счет дополнительного действия сил трения, изгибов, крутящих моментов и могут превысить предельно допустимые значения.

Анализ особенностей различных типов скважин и разработка классификации наклонно направленных скважин показали, что крайне необходимо защищать оборудование прежде всего именно в интенсивно искривленных интервалах скважин, например путем использования центраторов (рисунок 4).

Тем не менее, некоторые технические условия трудно оптимально совместить в одном центраторе. Например, в центраторе скольжения конструкции ВНИИТнефть, выполненном в виде пропеллера, достигнуто минимальное гидравлическое сопротивление, но явно недостаточны изнашиваемый объем и прочностные характеристики винтообразного центратора.

Для увеличения периода безаварийной эксплуатации штанг в наклонно направленных скважинах испытан центратор шарнирного типа. Известны шарнирные центраторы конструкций объединения «Белоруснефть», КогалымНИ-ПИнефть и НИЦ НК «ЛУКОЙЛ».

Расчет мест установки центратора выполняется по специально разработанной для этих целей компьютерной программе, например «Насос» (руководитель проф. K.P. Уразаков). Программа позволяет определить оптимальное место установки центраторов и их количество в скважине.

В четвёртой главе рассмотрены методы и устройства для предотвращения механокоррозионного износа, образования и накопления твёрдых отложений в ГНО в интенсивно искривлённых скважинах.

В частности, рассмотрена возможность использования канатной подвески и предохранительных устройств в скважинах повышенной кривизны.

Для повышения эффективности работы штангового глубинного насоса, снижения изгибающих усилий в колонне насосных штанг, снижения износа штанг, муфт и участков колонны НКТ в интервале глубин набора кривизны, улучшения динамических характеристик штанговой колонны, повышения ее долговечности и упрощения конструкции соединительной муфты разработано соединительное устройство насосных штанг, содержащее составной корпус, связанный подвижным соединением. Составные части корпуса выполнены

полыми, соединение нижней и верхней составных частей корпуса выполнено в виде каната стального с двойной свивкой с металлическим сердечником. Концы верхних свивок каната устанавливаются в конические отверстия составных частей корпуса, запираются клиновыми вставками с глухими отверстиями под концы проволок каната, фиксируются резьбовыми пробками и контрятся штанговыми полумуфтами. На рисунке 5 изображена схема соединительного устройства насосных штанг.

1,2- верхняя и нижняя штанги; 3, 9 - верхняя и нижняя полумуфты;

5,7- верхний и нижний корпуса; 4, 8 - резьбовые пробки; 6 - трос;

10 - клиновые вставки

Рисунок 5 - Схема соединительного устройства насосных штанг

Другое разработанное соединительное устройство насосных штанг, также предназначенное для снижения деформаций изгиба и кручения (рисунок 6), содержит верхнюю 1 и нижнюю 2 составные части корпуса и устанавливается между насосными штангами.

Устройство работает следующим образом. При возникновении на участках искривления ствола скважины изгибающих усилий верхняя 1 и нижняя 2 части составного корпуса, а вместе с ними насосные штанги центрируются в колонне НКТ, снижая напряжения от изгиба штанг и длину касания трущихся элементов, предотвращая взаимный износ НКТ и штанг и утечки в насосах.

1 - верхняя часть корпуса;

2 - нижняя часть корпуса

Рисунок 6 - Байонетное шарнирное

соединение насосных штанг

С целью обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокооб-воднённых скважин и предупреждения эмульгирования нефти в скважинах разработано устройство (патент РФ № 65119).

Последовательная откачка насосом воды, а затем нефти позволяет предупредить их совместное движение в рабочих органах насосов и образование стойких эмульсий. Преимуществом устройства также является снижение затрат средств на разрушение эмульсии и дополнительные ремонты скважин-ных насосов (рисунок 7).

1 - скважина; 2 - НКТ; 3 - насос; 4 - пакер; 5 - седло; 6 - лепестки; 7 - ограничитель клапана; В - клапан; 9 - шток

Рисунок 7 - Схема устройства для обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин (патент РФ № 65119)

Также при участии автора разработано устройство (патент РФ № 65121), которое может быть использовано для интенсификации добычи нефти бесштанговыми насосами в сложных геологических условиях.

На рисунке 8 схематически изображена установка для добычи нефти.

1 - центробежный насос; 2 - электродвигатель; 3 - кабель в сборе; 4 - колонна насоспо-компрессорных труб; 5 - металлические пояса; 6 - электрод; 7 - диэлектрический центратор; 8 - кабель бронированный; 9 - сборка диодная; 10 - уплотнительное устройство; 11 - трансформаторная комплексная подстанция

Рисунок 8 - Схема установки для добычи нефти

Установка работает следующим образом. Выше погружного центробежного насоса 1 под действием электрического поля вода, эмульгированная в нефти и содержащая растворы солей, вследствие вторичных электрических реакций разлагается на молекулы водорода Н2 из атомов Н на катоде и молекулы кислорода 02 из радикалов ОН" на аноде. Под действием внешнего источника тока (образовавшегося вследствие перекоса фаз, связанного с их несимметричностью из-за разности сопротивлений обмоток) с последующим выпрямлением с помощью диодной сборки 9 создаются условия разгазирования воды, эмульгированной в нефти, вследствие её электролитического разложения с образованием газовой фазы, препятствующей отложению гидратов и солей на поверхности колонн и образованию высокодисперсной газожидкостной смеси понижен-

ной плотности. На электроде 6, подключенном к аноду, будут происходить реакции окисления. Коррозия будет происходить именно на этом электроде, обеспечивая эффект катодной поляризации. Одновременно решается задача предотвращения соле- и парафиногидратоотложений на установке погружного центробежного насоса и внутренней поверхности обсадной колонны. Эффект «холодного кипения» жидкости вследствие электролиза воды, эмульгированной в нефти, происходящий на электроде 6, размещаемом напротив интервала перфорации продуктивного пласта, позволит обеспечить электроосмотическое воздействие на коллекторские свойства пласта в осложнённых условиях поздней стадии разработки месторождений и повысить межремонтный период работы установки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Результатами анализа опыта эксплуатации скважин, оборудованных УШГН, подтверждено, что:

- основными факторами, осложняющими работу глубинных насосов, являются интенсивное искривление ствола скважин и низкое качество их строительства;

- в интенсивно искривленных скважинах накопление предельных усталостных напряжений в насосных штангах происходит значительно быстрее;

- наряду с продольными динамическими нагрузками на штанги действуют поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения, дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, а также упругие пространственные деформации штанг, особенно на участках знакопеременной кривизны.

2. Теоретически решена проблема создания способа эксплуатации обводненной скважины, обеспечивающего защиту плунжерной пары от заклинивания, задира и катастрофического износа без использования присадок и дозировочного оборудования.

3. Разработано гибкое байонетное соединение насосных штанг, рекомендуемое к использованию на скважинах месторождений Западной Сибири, ха-

растеризующихся интенсивным искривлением и повышенной коррозионной активностью пластовых и техногенных вод.

4. Разработано устройство для обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин для снижения усталостно-коррозионного разрушения подземного оборудования и предупреждения эмульгирования нефти при лифтировании.

5. Разработана установка для добычи нефти из малодебитных скважин повышенной обводнённости (патент РФ № 65121).

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Болотов В.В., Валеев Ю.Ж., Гарданов Р.Ш., Мерзабеков Х.Т. Использование методов нанотехнологии для добычи нефти в осложнённых условиях // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2007. - С. 123-124.

2. Болотов В.В., Мерзабеков Х.Т., Паламарчук Ю.Г. Байонетное соединение насосных штанг // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. -Уфа, 2007.-С. 121-122.

3. Болотов В.В., Мерзабеков Х.Т., Паламарчук Ю.Г., Подъяполь-ский А.И. Устройство для интенсификации добычи нефти // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2007. - С. 152-153.

4. Патент на полезную модель № 65119 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Установка для добычи нефти / А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн, В.В. Болотов, Ю.Г. Паламарчук (РФ). - 2007106208; Заявлено 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007. Бюл. 2.

5. Патент на полезную модель № 65121 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Установка для добычи нефти / Ю.Г. Паламарчук, А.Р. Эпштейн, В.В. Болотов,

B.Г. Карамышев, А.А. Самородов (РФ). - 2007106211; Заявлено 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007. Бюл. 2.

6. Болотов В.В., Подъяпольский А.И., Паламарчук Ю.Г. Применение электрофизического метода предотвращения канавочного износа промысловых трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. -Уфа, 2007.-С. 108-110.

7. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Хо Нам Чунг, Болотов В.В. Эксплуатация обводнённых скважин штанговыми насосами // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. в рамках XVI междунар. специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2008». - Уфа, 2008. -

C. 58-67.

8. Болотов В.В., Баямирова Р.У., Карамышев В.Г. Мероприятия по предупреждению и удалению солеотложений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2008. - Вып. 2 (72). - С. 5-6.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 23.10.2009 г. Бумага писчая. Заказ №. 651. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Болотов, Владимир Владимирович

Введение

1. Анализ промыслового опыта эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях и постановка задач исследовании

1.1 Характеристика оборудования скважин оснащённых УСШН 9 1.1.1 Специальные конструкции насосных установок для эксплуатации скважин

1.2 Влияние кривизны скважин на работу глубинных насосов в искривлённых скважинах 16 1.2.1 Методы инофирм по улучшению эксплуатации штанговых глубинных насосов искривлённых скважинах

1.3 Технология снижения дополнительных нагрузок

1.4 Исследование механизма разрушения насосов в интенсивно искривленных скважинах

2. Усталостно-коррозионный износ внутрискважинного оборудования

2.1 Технология упрочнения насосных штанг с повышенной коррозионно-усталостной прочностью

2.2 Механизм разрушения насосных штанг в процессе циклического воздействия

2.3 Стендовые испытания насосных штанг

3. Разработка профилактических мер по нейтрализации негативного влияния на подземное оборудование различных факторов.

3.1 Изучение влияния кривизны скважин на работу штанговых насосов

3.2 Рекомендации по применению предохранительных устройств для штанговых насосов в интенсивно искривленных скважинах 72 4. Методы и устройства для предотвращения механокоррозионного износа, образования и накопления твёрдых отложений в ГНО интенсивно — искривлённых скважин

4.1 Возможность использования канатной подвески и предохранительных устройств в скважинах повышенной кривизны

4.2 Мероприятия по предупреждению и удалению твёрдых отложений в скважинах

4.3 Повышение эксплуатационных свойств обводненных скважин оснащённых штанговыми насосами

4.4 Методика проведения экспериментов

4.5 Установка для добычи нефти 105 Основные выводы и рекомендации 109 Список литературы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии эксплуатации малодебитных и высокообводненных добывающих скважин механизированного фонда"

Актуальность проблемы. Одной из причин снижения показателей добычи нефти в России является то, что имеющиеся в настоящее время мощности и применяемые нефтедобывающими предприятиями технологии не соответствуют изменившейся структуре разведанных запасов. Возросло число месторождений с высокой выработанностью и обводненностью запасов. Опережающая выработка высокопродуктивных залежей привела к накоплению на балансе низкодебитных объектов. Себестоимость добычи нефти из малодебитных скважин значительно превышает среднепромысловую себестоимость добываемой нефти. Поэтому проблема повышения технико-экономических показателей эксплуатации малодебитных скважин остаётся актуальной и является важной в области техники и технологии добычи нефти. Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания твёрдых составляющих, гидратов, солей и продуктов коррозии.

На сегодняшний день на месторождениях Западной Сибири, Урала и Поволжья из-за старения фонда скважин значительно возросла их обводненность (более 90 %) и, как следствие, усилились процессы солеотложения. Наиболее интенсивное образование солевых отложений происходит в скважине на приеме насоса, в его рабочих органах и в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Дальнейшее отложение солей с меньшей интенсивностью происходит в системах нефтесбора, нефтеподготовки и поддержания пластового давления.

В осложненных условиях эксплуатации добыча нефти установками скважинных штанговых насосов (УСШН), которыми оснащено более 40 % фонда скважин и практически 90 % фонда малодебитных скважин, часто нерентабельна. Из-за снижения цен на нефть стабильную рентабельность можно обеспечить только за счет снижения себестоимости добываемой нефти, которая на 30.50 % зависит от энергозатрат, эксплуатационных затрат, в том числе затрат на проведение ремонтных работ.

Анализ промысловых данных показывает, что, несмотря на постоянно совершенствуемый комплекс организационно-технических мероприятий, ремонтные работы по ликвидации аварий со штангами (обрывов и отворотов) стабильно составляют около 30 % от числа всех текущих ремонтов. При этом большинство обрывов происходит либо на участках резкого искривления профиля скважины, либо в нижней части колонны штанг.

Анализ литературных источников и патентных материалов также показал, что перечисленные проблемы рассматриваются без адаптации полученных результатов к защите глубинно-насосного оборудования (ГНО), особенно в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений и скважин малодебитного фонда. Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений относятся к сложным. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также не поддающихся контролю довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров, что затрудняет их комплексную разработку и изучение. Решеиию этих проблем посвящены исследования В.Е. Андреева, А.Н. Адонина,

A.C. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, Ю.В. Зайцева, Г.В. Молчанова, Ю.В. Пчелинцева, М.М. Загирова, P.A. Максутова, Н.И. Хисамутдинова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, М.Д. Валеева, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, К.У. Уразакова, В.Г. Карамышева, Б.Б. Крумана, JI.C. Каплана и многих других.

Исследованию вопросов рациональной разработки нефтегазовых месторождений с применением различных методов оптимизации посвящены работы А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Муравьёва, Р.Г. Касимова, А.Г. Гумерова, Г.Г. Вахитова, H.H. Репина, Г.С. Степановой, Р.Н. Дияшева, Ю.П. Желтова,

B.В. Шайдакова, А.И. Акулынина и других.

В сложившейся ситуации возникла необходимость разработки новых технологий интенсификации добычи для рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях и, в первую очередь, усовершенствования используемых технологий.

В последнее время наметились новые направления в решении перечисленных проблем, в связи с чем появилась необходимость в их обобщении, анализе, развитии и практической реализации.

Основные исследования по диссертационной работе выполнены в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 «О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях», Постановлением Правительства Республики Башкортостан от 6 декабря 2005 г. № 268 об утверждении программы «Интенсификация нефтегазоизвлечения трудноизвлекаемых запасов углеводородов, разработка и внедрение обновлённых технологий и технических средств в нефтегазовых отраслях» на 2006-2008 годы.

Целью настоящей работы являются разработка научно обоснованных технологических и конструктивных решений, направленных на предупреждение обрывности насосных штанг в процессе добычи обводненной нефти, и внедрение на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств по предотвращению осложнений в интенсивно искривлённых скважинах.

Основные задачи работы

1. Изучение технологии предупреждения обрывности насосных штанг и предотвращения их усталостно-коррозионного разрушения в скважинах с интенсивными темпами набора кривизны, продукцией повышенной обводнённости и минерализации.

2. Разработка технических средств предотвращения обрыва штанг с учетом особенностей профиля скважины и режимных параметров над насосом, в начале и конце участка резкого искривления.

3. Разработка технологии эксплуатации обводненной скважины, обеспечивающей защиту плунжерной пары от заклинивания, задира и катастрофического износа без использования присадок и дозировочного оборудования.

4. Разработка устройства для обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин для снижения усталостно-коррозионного разрушения подземного оборудования, предупреждения эмульгирования нефти в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений.

5. Разработка комплекса мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств в практику работы добывающих компаний применительно к фонду скважин повышенной обводнённости.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.

Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна:

- проведена классификация типов интенсивно искривленных скважин, являющаяся ключевым методическим положением для количественного расчета нагрузок на насосы;

- в зависимости от величины зенитного угла и интенсивности искривления ствола выделены типы наклонно направленных скважин (ННС);

- разработаны профилактические меры по нейтрализации негативного влияния на подземное оборудование различных факторов;

- установлено влияние кривизны скважин на условия работы штанг и штанговых насосов.

Основные защищаемые положения:

- критериями по подбору скважин, предпочтительных для первоочередного оснащения штанговыми колоннами с шарнирными муфтами, являются интенсивно искривлённые скважины, особенно на участках знакопеременной кривизны с максимальными темпами её набора;

- гибкое байонетное соединение насосных штанг, рекомендуемое к использованию на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся интенсивным искривлением скважин и повышенной коррозионной активностью пластовых и техногенных вод;

- устройство для добычи нефти из осложнённых скважин, оснащённых бесштанговыми насосами.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные при участии автора методические рекомендации и технические средства позволяют устранить причины обрывности насосных штанг и найти пути их предупреждения. Разработаны технические устройства для снижения межремонтного периода работы интенсивно искривлённых скважин в условиях усталостно-коррозионного износа. Методические рекомендации и комплекс технических решений используются на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались: на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2007 г.); на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2008» (г. Уфа, 2008 г.).

1 Анализ опыта эксплуатации скважинных насосных установок малодебитного и высокообводнённого механизированного фонда добывающих скважин

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Болотов, Владимир Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализом опыта эксплуатации скважин, оборудованных УШГН, подтверждено:

- условием, осложняющим работу глубинных насосов, является интенсивное искривление скважин и низкое качество строительства скважин. в интенсивно искривленных скважинах накопление предельных усталостных напряжений в насосных штангах происходит значительно быстрее. наряду с продольными динамическими нагрузками, на штанги действуют поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения, дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, а также упругие пространственные деформации штанг особенно на участках знакопеременной кривизны.

2. Теоретически исследована проблема создания способа эксплуатации обводненной скважины обеспечивающая защиту плунжерной пары от заклинивания, задира и катастрофического износа без использования дорогих присадок и дозировочного оборудования на каждой скважине.

3. Разработано гибкое байонетное соединение насосных штанг, рекомендуемое к использованию на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся интенсивным искривлением скважин и повышенной коррозионной активностью пластовых и техногенных вод.

4. Разработано устройство обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высоко обводнённых скважин для снижения усталостно-коррозионного разрушения подземного оборудования и предупреждения эмульгирования нефти при лифтировании.

5. Разработана установка для добычи нефти из малодебитных скважин повышенной обводнённости (патент РФ № 65121).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Болотов, Владимир Владимирович, Уфа

1. Авт. свид. №1281746 СССР, МПК Р04В 47/04. Рабочая жидкость для гидропоршневых насосов / P.C. Хакимов, О.М. Юсупов, В.Г. Карамышев, М.Д. Валеев. Л.А. Телепанова, P.M. Ручкина (СССР). -3912871/25-06; Заявл. 12.06.85; Опубл. 07.01.87; Бюл.1.

2. Абрукин А.Л. Влияние электрофизических процессов в нефтяных пластах на коэффициенты продуктивности скважин (В порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство.-1994,- № 6.-С. 41-45.

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

4. Адонин А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 7.- С. 52-55.

5. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтеотдачи М.: Недра, 1964.- 172 с.

6. Адонин А.Н., Пирвердян A.M. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса.- Баку: Азнефтеиздат, 1955.

7. Адонин А.Н., Сердюк В.И. Исследование силы трения в плунжерной паре штангового насоса // Машины и нефтяное оборудование.- 1972. № 7 — С. 34-38.

8. Акрамов Р.Ф., Уразаков K.P., Шарин Л.К. и др. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в наклонно-направленной скважине // Тр. Ин-та БашНИПИнефть.- 1992. Вып.85.

9. Алибеков Б.И., Пирвердян A.M., Чубанов О.В. Гидравлические методы защиты глубинных насосов. М.: Недра, 1972.

10. Аливердизаде К.С. Вопросы механики и техники длинноходового режима откачки. Баку: Азернешр. 1958.

11. Алиев М.Д. О сроке службы глубинных насосов // Нефтяное хозяйство.- 1963. № 2.-С. 38-41.

12. 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.

13. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров A.A. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. М.: Недра, 1988.

14. Амиров А.Д., Кулиев В.И., Ханларов А.Т. Глубинный насос манжетного типа // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 10.-С. 30-32.

15. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. — 168 е., илл.

16. Ахтямов М.М., Габдрахманов Н.Х. Способ контроля за техническим состоянием станка-качалки // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн. тр Уфа, 2000.

17. Афанасьев В.А., Волков Л.Ф., Подкорытов С.М., Сашнев И.А. Глубиннонасосная эксплуатация скважин Западной Сибири с высоким газовым фактором и давлением насыщения нефти. Обзорная информация, ВНИИОЭНГ, 1988.

18. Афанасьев В.А., Елизаров A.B. Определение норм набора кривизны ствола скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами\

19. Труды СибНИИНП, вып.4, 1976, с.30-35.

20. Ащепков М.Ю., Ащепков Ю.С., Березин Г.В. Новая ресурсосберегающая технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. М.: Печатно-множительная база ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 52 с.

21. Багаутдинов Н.Я. Разработка способов прогнозирования и разрушения гидратопарафиновых отложений в скважинах с многолетней мерзлотой: Дисс. канд. техн. наук Уфа, 2000.- 122 с.

22. Балакирев Ю.А., Карапетов К.А., Кроль B.C. Рациональная эксплуатация малодебитных нефтяных скважин. М.: Недра, 1966.

23. Болотов В.В., Баямирова Р.У., Карамышев В.Г. Мероприятия по предупреждению и удалению солеотложений / Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр. /ИПТЭР.—Уфа, 20007-С.

24. Валеев М.Д., Николаев Г.И., Уразаков К.Р Совершенствование глубинонасосной эксплуатации наклонных и обводнившихся скважин // Нефтяное хозяйство. 1980.- № 1. С. 38-40.

25. Вассерман H.H., Калугин В.Е. «Испытание насосных штанг на циклическую прочность. Технический отчет», г. Пермь, Пермский государственный технический университет, 2002 г.

26. Вирновский A.C. Определение максимальной нагрузки на наземное глубиннонасосное оборудование // Нефтяное хозяйство. 1947. - № 2.- С. 3841.

27. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвуз. темат. сбор, научн. тр. Уфа, 1996. — Вып. 8.

28. Габдрахманов Н.Х. Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводнённой нефти из наклонных скважин с малым дебитом: Дисс. канд. техн. наук. — Уфа, 1998. 126 с.

29. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Малец О.Н. и др. Некоторые особенности эксплуатации малодебитного фонда скважин НГДУ «Туймазанефть» // Сб. науч. тр. / Башнипинефть. 2000. - № 104. -С. 32.

30. Габдрахманов Н.Х., Мингулов Ш.Г., Тимашев А.Т. Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин // Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин и скважинная добыча нефти: Межвуз. сб. научн. тр.- Октябрьский, 1996.

31. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Пчелинцев Ю.В. Особенности эксплуатации установок СШН в скважинах с осложнёнными геолого — техническими условиями // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности / 2002. - № 11. - С. 5-7.

32. Галиуллин Т.С., Ермоленко А.Ф., Рогов А.Н. Опыт работы НГДУ «Туймазанефть» по работе с отложениями АСПО в наклонных скважинах, оборудованных УСШН // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн. тр. Уфа, 2000.

33. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, 302 с.

34. ГОСТ 13877-96 «Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия».

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

36. Григоращенко Г.М. Основные направления технического прогресса в технике и технологии добычи нефти // Азербайджанское нефтяное хозяйство.-1974. № 7.- С. 18-19.

37. Далимов В.У. Некоторые особенности износа штанговых глубинных насосов в наклонно-направленных скважинах // Тр. ВНИИ. 1985. -Вып. 93.

38. Елеманов Б.Д. Использование физических полей для снижения интенсивности асфальтосмолопарафиновых отложений. /Нефтяное хозяйство/-2002.-№ 7.-С. 125-127.

39. Еникеев В.Р., Репин H.H., Юсупов О.М. и др. Эксплуатация глу-биннонасосных скважин. М.: Недра. 1971.

40. Зарецкий Б.Я., Ионов В.И., Пелевин JI.A. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемыхэмульсий // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 10. - С. 32-36.

41. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И. и др. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. М.: Изд-во МГОУ, 2005, 244 с.

42. Ингибиторы отложении неорганических солей / В.А. Панов, A.A. Емков, Г.Н. Позднышев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

43. Казак A.C. Особенности эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью в США // Нефтяное хозяйство. 1981. -№ 6.- С. 78-80.

44. Казак A.C. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами // Нефтяное хозяйство. -1991. № 12.-С. 32-36.

45. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Хо Нам Чунг, Болотов В.В. Эксплуатация обводнённых скважин штанговыми насосами. / Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. /ИПТЭР.-Уфа, 20007-С.

46. Карамышев В.Г., Болотов В.В., Паламарчук Ю.Г. Борьба с парафинообразованием в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин / Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. /ИПТЭР.-Уфа, 20007-С.

47. Копылов A.C., Тебенихин Е.Ф., Очков В.Ф. О механизме изменения свойств технических водных растворов при магнитной обработке // Тр. МЭИ. 1979.-Вып. 405. С. 57-65.

48. Кащавцев В.Е. Итерационное моделирование комплексного солеобразования при добыче обводненной нефти // Нефтяное хозяйство. -1999.-№ 9.-С. 38-41.

49. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975.-680 с.

50. Литвак В.Н., Уразаков K.P. Влияние наклона ствола на дебитскважин, оборудованных штанговыми установками // Тр. Башнипинефть. -1989.-Вып. 80.-63 с.

51. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В., Писарева С.И. Воздействие магнитного поля на высокопарафинистые и высоковязкие нефти // Интервал. -2003.-№3(50).-С. 85-87.

52. Маринин Н.С., Ярышев Г.М. и др. Методы борьбы с отложением солей. М.: ВНИИОЭНГ, серия «Нефтепромысловое дело», - 1980. - 56 с.

53. Медведев А.Д. Разработка химических реагентов, применяемых для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии // Интервал. 2003. -№ 3 (50) 2003. С. 76-77.

54. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку : Азернешр, 1959.

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

56. Мищенко И.Т., Муравьев ИМ. Насосная эксплуатация за рубежом. -М: Недра, 1967.-110 с.

57. Мурсалов М.А. Вопросы интенсификации добычи нефти механизированными способами на старых площадях // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. - № 7. С. 20-21.

58. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. № 15.

59. Нефтепромысловое оборудование: Справочник. / Под ред. Е. И. Бухаленко.-2-е изд., перераб. и доп.-М.: Недра, 1990.-559 с.

60. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. Предотвращение отложений парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 7 (136).

61. Николаев Н.М. «Повышение эсплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования в Т1111 «Лангепаснефтегаз». Автореф.диссертации к.т.н. М., 2000 г.

62. Патент на полезную модель №: 65119, МПК Е21В 43/00. Установка для добычи нефти /А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн, В.В. Болотов, Ю.Г. Паламарчук—2007106208;3аявл 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007; Бюл.2.

63. Патент на полезную модель №: 65121, МПК Е21В 43/00. Установка для добычи нефти / Паламарчук Ю.Г., А.Р. Эпштейн, В.В. Болотов, В.Г. Карамышев, A.A. Самородов -2007106211;3аявл 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007; Бюл.2.

64. Пат. 2211909 РФ МПК 6 Е 21 В 17/05. Соединительная муфта насосных штанг/ А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, А.Р. Буранчин 2001130804/03; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 10.09.2003. Бюл. № 27.

65. Пат. 25529 РФ МПК 7 Е 21 В 41/02 Протектор-центратор / Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Чакин A.A., Буранчин А.Р. 2001130568/20; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 10.10.2002; Бюл. № 28.

66. Пат. 25529 РФ МПК 7 Е 21 В 17/05 Соединительное устройство насосных штанг/ Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Галай М. И. 2001130803/20; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 20.10.2003; Бюл. № 29.

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

68. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986. - 192 с.

69. Пирвердян A.M., Адонин А.Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Баку, Азнефтеиздат, 1955, 155 с.

70. Подкорытов С.М., Сельский A.A., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубинно-насосными установками на Русском месторождении// Тр. института /СибНИИНП. 1981.- Вып. 22. - С. 21-25.

71. Прок И.Ю. Совершенствование техники эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1968.

72. Пчелинцев Ю.В., Центратор Изд: М.; ВНИОЭНГ. 2002 г. 268 с.

73. Ришмюллер Г. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. -Шеллер-Блекманн Гмбх, Терниц, 1988.

74. Рустамов Э.М. Машины для испытания на износ пары плунжер-втулка глубинных насосов при возвратно-поступательном движении // Сб. науч.-техн. инф. / Баку: АзИНТИ, 1962. № 5.

75. Ряшенцев Н.П., Ащепков Ю.С., Юшкин В.Ф., Назаров Л.И.,

76. Симонов Б.Ф., Кадышев А.И. Управляемое сейсмическое воздействиена нефтяные залежи.- Новосибирск: ИГД СО АН СССР, 1989.

77. Саттаров М.М., Халимов Э.М. и др. Об эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов // Тр. УфНИИ. -1969.-Вып. 27.

78. Сахаров В.А., Середа Н.Г., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика.- М.: Недра. 1986.

79. Семихина Л.П., Перекупка А.Г., Семихин Д.В. Повышение эффективности ингибиторов коррозии // Нефтяное хозяйство,- 2003.- №1.- С. 62-65.

80. Сорокин Г.Н., Ефремов А.П., Саакиян Л.С. Коррозионно-механическое изнашивание стали и сплавов. Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа, М., 2002 г.

81. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1974.-703 с.

82. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Адриасов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др.: под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983.

83. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. / Борисов Ю.П., Розенберг Н.Д. и др.; под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983. - 449 с.

84. Троицкий В.Ф. Работа глубинно-насосной установки в осложненных условиях. Баку :Азернешр. 1962.

85. Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство.-1999. №4.- С 24-25.

86. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно-направленных скважин — М.: Недра, 1993.- 169 с.

87. Уразаков K.P., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М, и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997.- 56 с.

88. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику: Пер. с англ./ Под. ред. A.M. Сухотина. JL: Химия, 1989.-Пер. изд., США, 1985.- 456 е.: ил.

89. Храмов P.A. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти.- М.: Недра, 1996.

90. Федорович Я. Т. «Исследование коррозионной усталости насосных штанг. Отчет о НИР, Ивано-Франковск, Ивано-Франковский национальный университет нефти и газа, 2002 г.

91. Черножуков А.И. Технология переработки нефти и газа, часть третья «Очистка нефтепродуктов и производство специальных продуктов». Изд-во «Химия», М., 1967, 360 с.

92. Щелкачев В.Н. Эпизоды из истории разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Избранные труды.-М.: Недра, 1990.Т 2.