Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ "Туймазанефть"

22

22

22

22

22

22

22

22

22

22

Диаметр штанг 2-ой ступени, мм

19

16

19

19

19

19

19

19

19

19

Длина штанг 1-ой ступени, м

549

509

495

475

482

462

568

568

547

587

Длина штанг 2-ой ступени, м

301,6

301,6

450

440

416

416

328

308

270

270

Отношение длины 1-ой ступени от общей длины колонны

0,645

0,62

0,528

0,519

0,536

0,52

0,63

0,64

0,66

0,68

Отношение длины 2-ой ступени от общей длины колонны

0,354

0,37

0,476

0,48

0,463

0,47

0,36

0,35

0,33

0,31

Диаметр НКТ внешний, мм

73

73

60

60

60

60

60

60

60

60

Диаметр НКТ внутренний, мм

62

62

50

50

50

50

50

50

50

50

Диаметр плунжера, мм

44

38

32

38

38

32

32

38

44

38

Обводненность, %

51

51

76

76

98

98

99

99

5

5

Диаметр клапана, мм

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

Газосодержание, м³/м³

6,9

6,9

7

7

7

7

7

7

6,6

6,6

Температура пластовая, °С

26,9

26,9

25,6

25,6

23,6

23,6

23,3

2,3

27,1

27,1

Коэффициент сжимаемости нефти •10^-4, 1/ат

1,14

1,14

1,14

1,14

1,14

1,14

1,14

1,14

1,14

1,14

Дебит жидкости, м³/сут

12,2

10,3

6

7,6

15,2

13,2

6

7,9

8,1

7,6

Рассчитаем действие максимальных и минимальных нагрузок на штанговую колонну в скважине №1411 до и после оптимизации глубинно-насосного оборудования. Для этого воспользуемся формулами Слоннеджера, Кемлера, Муравьева, Миллса, Ленджера, Чарного, Адонина, Вирновского, Ринитца, Джонса, Дрэготеску, Джонсона.

Определим максимальные и минимальные нагрузки на колонну штанг до оптимизации глубинно-насосного оборудования в скважине № 1411 Илькинского месторождения по формулам Дж. Слоннеджера (7.1) и (7.2):

, (7.1)

, (7.2)

где Р - вес насосных штанг в воздухе, определяемый по формуле:

, (7.3)

где q_i - вес 1 метра колонны штанг в воздухе;

е_i - отношение длины i-ой ступени к общей длине колонны штанг.

G - вес столба жидкости над полным сечением плунжера, определяемый по формуле:

, (7.4)

где Р_вык.н - давление на выкиде насоса;

(7.5)

где

с_ж - плотность жидкости в скважине, определяемая по формуле:

(7.6)

где

с_н - плотность пластовой нефти, кг/м³;

B - обводненность продукции, %;

с_в - плотность пластовой воды, кг/м³;

H - глубина подвески насоса, м.

Р_вс.ц - давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Для определения давления в цилиндре при всасывании проведем расчёты по формулам (7.7) - (7.18).

Определим давление на приеме насоса, по формуле:

(7.7)

где

P_нас - давление насыщения, МПа;

Определим количество растворенного в нефти газа по формуле:

; (7.8)

где

Г₀(Р_нас) - количество газа, растворенного в 1 м³ нефти при давлении насыщения, м³/м³;

Р - текущее давление, МПа;

Р₀ - атмосферное давление, МПа;

с - эмпирический коэффициент.

Рассчитаем объёмные коэффициенты нефти и жидкости по формулам:

; (7.9)

. (7.10)



где

b_н, b_в - объемные коэффициенты нефти и воды;

B - объемная обводненность продукции.

;

.

Вычислим дебит дегазированной нефти:

; (7.11)

где Q_ж - дебит жидкости, определяемый по формуле:

; (7.12)

Затем определим расход жидкости по формуле:

(7.13)

.

Определим расход свободного газа:

(7.14)

где

z - коэффициент сжимаемости газа;

Т_ск - средняя температура в стволе скважины, К;

Затем вычислим расход газожидкостной смеси по следующей формуле:

(7.15)

.

Затем вычислим значение максимальной скорости движения продукции, по формуле:

(7.16)

Рассчитаем перепад давления в клапане:

(7.17)

где

с_жд - плотность дегазированной жидкости.

(7.18)

Затем определим давления в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:

(7.19)

F_пл - площадь поперечного сечения плунжера, м².

s - ход головки балансира;

n - число ходов балансира;

Рассчитываем вес столба жидкости над полным сечением плунжера по формуле (7.4):

Подставляя полученные значения в формулу (7.1), получим максимальное значение нагрузки на колонну штанг:

Подставив полученные значения в формулу (7.2), получим минимальное значение нагрузки:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Е.Н. Кемлера:

; (7.5)

Подставляя значения, рассчитанные по формулам (7.3) и (7.4), в формулу (7.5), получим:

Определим максимальное значение нагрузки по формуле И.М. Муравьева:

; (7.6)

где b - коэффициент плавучести, определяемый по формуле:

, (7.7)

где с_м - плотность металла труб, равное 7850 кг/м³.

с_ж - плотность жидкости, определяемая по формуле:

(7.8)

где с_н - плотность пластовой нефти;

B - обводненность продукции;

с_в - плотность пластовой воды.

Подставляя исходные данные из таблицы 7.1 в формулу (7.8), получим:

кг/м³

Полученное значение подставляем в формулу (7.7), и получим коэффициент плавучести равный:

Подставляя значения, полученные по формулам (7.3), (7.4), (7.7) и (7.8), в формулу (7.6), получим значение максимальной нагрузки, равное:

Определим максимальное и минимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Миллса:

; (7.9)



; (7.10)

где G₀ - вес столба жидкости над сечением плунжера, определяемый по формуле:

; (7.11)

где F₀ - сечение плунжера за минусом сечения штанг, определяемое по формуле:

; (7.12)

где f_шт.ср - средняя площади поперечного сечения штанг, определяемая по формуле:

; (7.13)

где d_шт.ср - средний диаметр штанг, определяемый по формуле:

. (7.14)

Подставляя исходные данные из таблицы 7.1 в формулу (7.14), получим:

Полученное значение, подставляем в формулу (7.13) и получаем:

Получившееся значения, подставляем в формулу (7.12) и получаем сечение плунжера за минусом сечения штанг, равное:

Рассчитанное значение подставляем в формулу (7.11) и находим вес столба жидкости над сечением плунжера, равное:

Подставляя значения, полученные по формулам (7.3) и (7.11) в формулу (7.10), получим максимальное значение нагрузки, равное:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Б.Ф. Ленджера:

(7.15)

где F - сечение плунжера, в м²;

f - сечение насосных штанг, в м²;

Подставляя в формулу (7.15) значения, рассчитанные выше, получим:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле И.А. Чарного (7.16):



, (7.16)

где , (7.17)

где ?_з - скорость звука в жидкости, равная 4900 м/с;

где ; (7.18)

;

Подставляя полученное значение в формулу (7.17), получим:

Полученное значение подставляем в формулу (7.16) и получаем максимальную нагрузку на колонну штанг, равную:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг при помощи формулы А.Н. Адонина:

, (7.19)

где ; (7.20)

k - поправка, учитывающая разность сечений плунжера и НКТ, определяемая по формуле:

, (7.21)



где F₁ - внутреннее сечение НКТ, определяемое по формуле:

m - отношение между максимальным ускорением, развиваемым головкой балансира при ходе вниз, и ускорением, соответствующим идеальному механизму, равное 1,47;

По формуле (7.20) определяем Р₀:

Подставляя полученное значение в формулу (7.21), получим:

Рассчитанные значение подставляем в формулу (7.19) и получаем значение максимальной нагрузки, равное:

Определим минимальные значения нагрузки на колонну штанг при помощи формулы Адонина:

, (7.22)

где б₂ = 0,9;

D - диаметр плунжера, в м;

d - диаметр насосных штанг, в м;

k₂ = 1,15;

л - статистическое удлинение колонны насосных штанг, определяемое по формуле:

, (7.23)

где E - модуль упругости стали, равный 2*10⁵ МПа

, (7.24)

где f - сечение штанг;

f₁ - сечение НКТ, определяемое по формуле:

Подставляя полученное значение в формулу (7.24), получим:

;

Рассчитанное значение подставляем в формулу (7.23) и получаем значение статистического удлинения колонны штанг, равное:

;

По полученным значениям рассчитываем минимальную нагрузку на колонну штанг по формуле (7.22):

Определим максимальную нагрузку на колонну штанг по формуле А.С. Вирновского:

где б₁ = 1,05;

k₁ = 0,95;

k = 1,2;

;

Полученные значения подставляем в формулу (7.25) и получаем максимальную нагрузку, равную:

Определим максимальную нагрузку на колонну штанг по формуле Р.В. Ринитца:

; (7.26)

Подставляя в формулу (7.26) рассчитанные выше значения, получим:

Определим минимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Джонса:



; (7.27)

Подставляя в формулу (7.27) ранее рассчитанные значения, получим:

Определим минимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Н.Д. Дрэготеску и Н. Б. Драгомиреску:

; (7.28)

Подставляя в формулу (7.28) ранее подсчитанные значения, получим:

Определим минимальное значение нагрузки на колонну насосных штанг по формуле Джонсона:

; (7.29)

Подставляя в формулу (7.29) ранее полученные значения, получим:

Аналогичным образом определим максимальные и минимальные нагрузки на колонну штанг до оптимизации глубинно-насосного обороудования в скважине № 1411 Илькинского месторождения, по формулам Дж. Слоннеджера (7.1) и (7.2):

Рассчитываем вес насосных штанг в воздухе по формуле (7.3):

;

Рассчитываем вес столба жидкости над полным сечением плунжера по формуле (7.4):

;

Подставляя полученные значения в формулу (7.1), получим максимальное значение нагрузки на колонну штанг:

.

Подставив полученные значения в формулу (7.2), получим минимальное значение нагрузки:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Е.Н. Кемлера (7.5):

Определим максимальное значение нагрузки по формуле И.М. Муравьева.

Подставляя исходные данные из таблицы 7.1 в формулу (7.8), получим:

кг/м³

Полученное значение подставляем в формулу (7.7), и получим коэффициент плавучести равный:

Подставляя значения, полученные по формулам (7.3), (7.4), (7.7) и (7.8), в формулу (7.6), получим значение максимальной нагрузки, равное:

Определим максимальное и минимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Миллса.

Подставляя исходные данные из таблицы 7.1 в формулу (7.14), получим:

Полученное значение, подставляем в формулу (7.13) и получаем:

Получившиеся значения, подставляем в формулу (7.12) и получаем сечение плунжера за минусом сечения штанг, равное:

Рассчитанное значение подставляем в формулу (7.11) и находим вес столба жидкости над сечением плунжера, равное:

Подставляя значения, полученные по формулам (7.3) и (7.11) в формулы (7.10) и (7.11), получим максимальное и минимальное значение нагрузки, равное:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Б.Ф. Ленджера (7.15):

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле И.А. Чарного (7.16):

;

Подставляя полученное значение в формулу (7.17), получим:

Полученное значение подставляем в формулу (7.16) и получаем максимальную нагрузку на колонну штанг, равную:

Определим максимальное значение нагрузки на колонну штанг при помощи формулы А.Н. Адонина (7.19):

По формуле (7.20) определяем Р₀:

Подставляя полученное значение в формулу (7.21), получим:

Рассчитанные значение подставляем в формулу (7.19) и получаем значение максимальной нагрузки, равное:

Определим минимальные значения нагрузки на колонну штанг при помощи формулы Адонина (7.22):

Подставляя полученное значение в формулу (7.24), получим:



;

Рассчитанное значение подставляем в формулу (7.23) и получаем значение статистического удлинения колонны штанг, равное:

;

Рассчитываем минимальную нагрузку по формуле (7.22):

Определим максимальную нагрузку на колонну штанг по формуле А.С. Вирновского (7.25):

;

Полученные значения подставляем в формулу (7.25) и получаем максимальную нагрузку, равную:

Определим максимальную нагрузку по формуле Р.В. Ринитца (7.26):

Определим минимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Джонса (7.27):

Определим минимальное значение нагрузки на колонну штанг по формуле Н.Д. Дрэготеску и Н. Б. Драгомиреску (7.28):

Определим минимальное значение нагрузки на колонну насосных штанг по формуле Джонсона (7.29):

Аналогично рассчитываем максимальные и минимальные нагрузки для остальных выбранных скважин. Данные расчёта приведены в таблицах 7.2, 7.3.

Таблица 7.2 - Результаты расчёта максимальных и минимальных нагрузок до оптимизации глубинно-насосного оборудования скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны по формулам Слоннеджера, Кемлера, Муравьева, Миллса, Ленджера, Чарного, Адонина, Вирновского, Ринитца, Джонса, Дрэготеску, Джонсона

Формулы	Номера скважин
	1411	1915	1991	2110Б	2024
	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)
Слоннеджера	40607,78	17372,94	31547,31	15889,88	35729,74	15737,82	32787,5	17466,95	36239,38	15561,15
Кемлера	38906,06		30455,78		33690,84		31727,35		34911,39
Муравьева	35415,09		27526,86		30143,3		28120,38		32254,3
Миллса	36051,86	25981,12	27474,82	22834,23	31037,34	24091,82	28959,82	24857,6	32181,4	22827,85
Ленджера	35448,18		27214,43		30545,11		28729,28		31866,63
Чарного	35190,25		27429,49		29959,35		28034,07		32136,97
Адонина	37041,81	22882,11	28157,19	19997,66	31925,26	20696,83	29611,49	21314,97	33043,42	20384,2
Вирновского	35485,70		27264,48		30742,8		28740,75		31789,11
Ринитца	32717,45		24540,64		27522,33		25324,77		29642,69
Джонса		19600,73		17291,52		18191,65		18836,39		17273,84
Дрэготеску		21567,88		19189,84		19302,52		20532,49		19450,75
Джонсона		21567,88		19886,83		20528,8		21222,5		20206,35



Таблица 7.3 - Результаты расчёта максимальных и минимальных нагрузок после оптимизации глубинно-насосного оборудования скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны по формулам Слоннеджера, Кемлера, Муравьева, Миллса, Ленджера, Чарного, Адонина, Вирновского, Ринитца, Джонса, Дрэготеску, Джонсона

Формулы	Номера скважин
	1411	1915	1991	2110Б	2024
	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)	Pmax (кН)	Pmin (кН)
Слоннеджера	33563,38	17093,53	29169,8	15365,39	30404,69	15677,91	36088,3	16985,46	32605,37	16665,38
Кемлера	32156,87		28160,53		28669,66		34921,41		31410,55
Муравьева	28911,23		25351,73		25293,06		31346,28		28683,69
Миллса	30265,64	25037,05	26459,97	22000,61	26874,97	23487,72	31798,95	24400,97	29289,63	24043,44
Ленджера	29683,63		26208,55		26394,91		31572,49		28959,11
Чарного	28694,47		25257,9		25113,68		31261,55		28560,16
Адонина	31119,82	21909,11	27151,55	19240,78	27705,43	20122,99	32495,8	20956,61	30046,71	21410,56
Вирновского	29983,047		26219,93		26733,25		31458,88		29041,23
Ринитца	26950,72		23632,78		23380,34		28261,69		26553,28
Джонса		18888,51		16660,26		17735,49		18490,37		18193,68
Дрэготеску		20784,18		18489,27		18818,5		20155,32		20486,51
Джонсона		21705,48		19160,81		20014,03		20832,65		21282,34

Анализируя результаты расчётов максимальных и минимальных нагрузок до и после оптимизации глубинно-насосного оборудования на скважинах Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, можно сделать вывод о том, что замена насоса на меньший типоразмер, помогает уменьшить максимальные нагрузки на штанговую колонну, как видно на примере скважины № 1411, т.к. значения максимальной нагрузки до замены насоса составляли 30,24 кН, а после уменьшились до 23,93 кН.

8. ВЫВОДЫ, РЕКОМЕНДАЦИИ И ПРЕДЛАГЕМЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОВЕРШЕНТСТВОВАНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШСНУ

Таким образом, в результате проведенного статистического анализа, выявлено, что большинство скважин Илькинского месторождения, оборудованных УЭЦН, являются малопроизводительными по дебиту нефти и жидкости 0-2,5 т/сут и 0-7,6 м³/сут соответственно, а также в наибольшей степени по обводненности распределены в интервале 0-16,5% и 82,5-99%.

но сделать вывод, что из вышеперечисленных методов предотвращения обрывов штанговых колонн, наиболее оптимальным методом является оптимизация параметров СК, так как данный метод является относительно недорогим и эффективным. Тем не менее следует учесть тот факт, что в определенных условиях, когда оптимизация параметров СК не эффективна, то необходимо внедрение утяжеленного низа или установка полиамидных центраторов.

Таким образом, наибольшее количество осложнений связано с износами клапанных узлов ШСН, насоса, НКТ, полированного штока насоса и составило 29,13%. Тем не менее, большое количество ремонтов Илькинского месторождения связано с обрывами и составляет 19,42%.

Проанализировав динамограммы скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, после применения методов по предотвращению обрывов штанговых колонн можно сделать вывод о том, что, в большинстве случаев происходит уменьшение максимальных и минимальных нагрузок, что позволяет уменьшить усталостный износ в штанговой колонне и увеличить срок её безотказной работы.

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод о том, что почти во всех скважинах после ремонта значительно уменьшаются значения максимальных и минимальных нагрузок. Например, в скважине №2110Б до ремонта значение максимальных нагрузок составляло 29,66 кН, после 22,58 кН, откуда снижается усталостный износ металла штанг и увеличивает срок их безотказной работы. А значения минимальных нагрузок на колонну штанг увеличились с 15,87 кН до 15,75 кН.

Анализируя результаты расчётов максимальных и минимальных нагрузок до и после оптимизации глубинно-насосного оборудования на скважинах Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, можно сделать вывод о том, что замена насоса на меньший типоразмер, помогает уменьшить максимальные нагрузки на штанговую колонну, как видно на примере скважины № 1411, т.к. значения максимальной нагрузки до замены насоса составляли 30,24 кН, а после уменьшились до 23,93 кН.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Высокие темпы роста добычи нефти обеспечиваются не только вводом в разработку новых нефтегазоносных площадей, но также более рациональной разработкой длительно разрабатываемых нефтяных залежей, которая невозможна без рациональной эксплуатации огромного фонда малодебитных скважин. В связи с этим вопросы рациональной эксплуатации малодебитных скважин заслуживают особого внимания и представляют несомненный научный и практический интерес.

Из года в год этот фонд непрерывно увеличивается в связи с тем, что многие высоко - и среднедебитные скважины, эксплуатирующие пласты с высоким давлением, в последующем в результате значительной потери пластовой энергии переходят в категорию малодебитных.

Себестоимость добычи нефти из очень малодебитных скважин в ряде случаев превышает среднепромысловую себестоимость добываемой нефти. Поэтому проблема повышения технико-экономических показателей эксплуатации малодебитных скважин имеет актуальное значение и является важным вопросом техники и технологии добычи нефти.

В курсовом проекте были приведены выводы по причинам возникновения обрывов в условиях Илькинского месторождения и даны рекомендации для снижения частоты обрывов, а также были предложены мероприятия по предотвращению последующих обрывов штанговых колонн.

Для снижения максимальных нагрузок в условиях Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны рекомендуется: увеличивать длину хода штока, уменьшать число качаний станка - качалки, заменять насосы на меньший типоразмер.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лотарев, П.И. Изучение причин разрушения насосных штанг [Текст] / П.И. Лотарев, Н.В. Бобрицкий - Уфа.: УНИ, 1973. -108 с.

2. Бахтизин, Р.Н. Новая конструкция насосной штанги [Текст] / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Р.Р. Ризванов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 4.

3. Ахметзянов, И.И. Повышение эксплуатационной надежности штанговых колонн [Текст] / И.И. Ахметзянов // Нефтегазовое дело. - 2012. - №2

4. Молчанов, А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы [Текст] / А.Г. Молчанов, В.Л. Чичеров - М.: Недра, 1983 - 312 с.

5. Абдулин, Ф.С. Добыча нефти и газа [Текст] / Ф.С. Абдуллин - М.: Недра, 1983. - 256 с.

6. Иоаким, Г.И. Добыча нефти и газа [Текст] / Г.И. Иоаким - М.: Недра, 1966 - 544 с.

7. Вагапов, С.Ю. Устойчивость колонн насосно-компрессорных труб и штанг глубинонасосной установки [Текст] / С.Ю. Вагапов - Уфа.: УГНТУ, 2000. -8 с.

8. Махмудов, С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штанговых насосных установок: Справочник мастера [Текст] / С.А. Махмудов - М.: Недра, 1987. - 208 с.

9. Круман, Б.Б. Практика эксплуатации и исследования глубиннонасосных скважин [Текст] / Б.Б. Круман - М.: Недра, 1964

10. Кучумов, Р.Я. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования [Текст] / Р.Я. Кучумов, Р.Г. Сагитова, У.З. Ражетдинов // Башкирское книжное издание, Уфа, 1983

11. Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде - М.: Недра, 1986. - 386 с.

12. Бахтизин, Р.Н. Новая конструкция насосной штанги [Текст] / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Урзаков, Р.Р. Ризванов // Нефтегазовое дело. -2011. -№4.

13. Халимов, Ф.Г. Анализ причин и профилактика отворотов насосных штанг и труб [Текст] / Ф.Г. Халимов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 6.

14. Кабиров М.М. Скважинная добыча нефти [Текст] / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров - СПб: Недра, 2010 - 416 с.

15. Антоненко, А.А. Обоснование параметров металлополимерной штанговой колонны [Текст] / А.А. Антоненко, В.В. Шайдаков, А.Р. Людвиницкая // Нефтегазовое дело. - 2013. - № 3

16. Ахметзянов, И.И. Самораскрепление резьбовых соединений штанг в скважине [Текст] /И.И Ахметзянов, А.Ш. Янтурин, М.С. Габдрахимов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 9.

17. Нугаев, Р.Я. Безопасная эксплуатация нефтепромысловых объектов [Текст] / Р.Я. Нугаев, А.Х. Шарипов - М.: Недра, 1990. - 208 с.

18. Муравьев, И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений [Текст] / И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов - М.: Недра, 1970. - 448 с.

19. Шуров, В.И., Технология и техника добычи нефти [Текст] / В.И. Шуров - М.: Недра, 1983. - 511 с.

20. Власов, В.В. Повышение работоспособности штанговых скважинных насосных установок [Текст] // Нефтегазовое дело. -2008. - №5.

21. Муравьев, И.М. Эксплуатация нефтяных месторождений [Текст] / И.М. Муравьев - М.: Недра, 1949. - 777 с.

22. Кочеков, М.А. Экспериментальное определение влияния коррозионного воздействия на прочностные характеристики материала колонны штанг при различных условиях смачивания. [Текст] / М.А. Кочеков // Нефтегазовое дело. - 2014. - №1.

23. Климов, В.А. О возможности снижения частоты обрывов насосных штанг путем совершенствования методов качественной и количественной оценки остаточной наработки [Текст] / В.А. Климов, К.В. Валовский // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 7.

24. Климов, В.А. Обоснование диагностических признаков усталостного разрушения насосных штанг [Текст] / В.А. Климов, К.В. Валовский // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11.

25. Бухаленко, Е.И. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования [Текст] / Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдуллаев - М.: Недра, 1985. - 391 с.

26. Климов, В.А. Результаты комплексных испытаний средств технической диагностики насосных штанг в ОАО Татнефть [Текст] / В.А. Климов, К.В. Валовский // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №4.

27. Городецкий, А.С. О ремонте и использовании бывших в употреблении насосных штанг [Текст] / А.С. Городецкий, О.Н. Ануфриев // Инженерная практика. - 2013. - № 6 - 7.

28. Зейгман, Ю.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов [Текст] / Ю.В. Зейгман, О.А. Гумерова, И.В. Генералов - Уфа.: УГНТУ, 2000. - 35 с.

29. Вирновский, А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти [Текст] / А.С. Вирновский - М.: Недра, 1971. - 106 с.

30. Будульчук, Д.Д. Факторы, влияющие на частотность обрыва штанг в условиях НГДУ «Уфанефть» // Научно-тематический сборник. Физикохимия и разработка месторождений. - 1975. -№30.

31. Данные от НГДУ «Туймазанефть» .

32. Дрэготеску, Н.Д. Глубиннонасосная добыча нефти [Текст], / Н.Д. Дрэготеску - М.: Недра, 1966. - 416 с.

33. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов [Текст] / И.Т. Мищенко - М. ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

Размещено на Allbest.ru