Исследование влияния конструктивных параметров пары «плунжер-цилиндр» на величину утечек в скважинном штанговом насосе для добычи нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Шайхулов Руслан Маратович
Шайхулов Руслан Маратович
кандидат наук
2026
- Специальность ВАК РФ00.00.00
- Количество страниц 180
Оглавление диссертации кандидат наук Шайхулов Руслан Маратович
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ, ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ УТЕЧЕК В ПАРЕ «ПЛУНЖЕР-ЦИЛИНДР»
1.1 Общее положение добычи нефти установками скважинных штанговых насосов в России
1.2 Анализ отказов установок скважинных штанговых насосов
1.3 Влияние утечек в паре «плунжер-цилиндр» на эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами
1.4 Анализ конструктивных решений по борьбе с утечками в паре «плунжер-цилиндр»
1.4.1 Стандартные конструкции скважинных штанговых насосов
1.4.2 Методы борьбы с утечками за счет изменения конструкции скважинных штанговых насосов
1.5 Анализ теоретических и экспериментальных исследований утечек в паре «плунжер-цилиндр»
1.6 Выводы по первой главе. Задачи исследования
ГЛАВА 2. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ УТЕЧЕК В ПАРЕ «ПЛУНЖЕР-ЦИЛИНДР» СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
2.1 Расчёт утечек при ламинарном режиме течения жидкости
2.1.1 Щелевые уплотнения
2.1.2 Влияние эксцентриситета на утечки
2.1.3 Щелевые уплотнения с кольцевыми канавками на плунжере
2.1.4 Математическая модель для определения утечек с изменяющимися зазором и скоростью плунжера
2.2 Расчёт утечек при турбулентном режиме течения жидкости
2.3 Выводы по второй главе
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ УТЕЧЕК В ПАРЕ «ПЛУНЖЕР-ЦИЛИНДР» СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
3.1 Объекты исследования
3.2 Условия и методика проведения исследований
3.3 Стенд для проведения исследований
3.4 Расчёт количества измерений
3.5 Определение режима течения жидкости в кольцевом канале пары «плунжер-цилиндр»
3.6 Выводы по третьей главе
ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВЫБОРУ РАЦИОНАЛЬНЫХ ОБЛАСТЕЙ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
4.1 Анализ результатов испытаний на модельной жидкости
4.2 Анализ результатов испытаний на модельной жидкости
4.3 Анализ результатов испытаний на модельной жидкости
4.4 Анализ результатов испытаний на модельной жидкости
4.5 Влияние вязкости жидкости на утечки
4.5.1 Влияние вязкости жидкости на утечки насосов с зазором
4.5.2 Влияние вязкости жидкости на утечки насосов с зазором
4.5.3 Влияние вязкости жидкости на утечки насосов с зазором
4.5.4 Влияние вязкости жидкости на утечки насосов с зазором
4.6 Влияние геометрии канавок на плунжере на характер утечек
4.7 Сравнение аналитических и физических результатов
4.8 Разработка рекомендаций по выбору рациональных областей применения неизношенных скважинных штанговых насосов
4.9 Разработка рекомендаций по выбору рациональных областей применения изношенных скважинных штанговых насосов
4.10 Выводы по четвёртой главе
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА
СПИСОК ТАБЛИЦ
ПРИЛОЖЕНИЕ А - Паспорт исследуемого цилиндра
ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Диаграммы изменения диаметрального зазора в парах «плунжер-цилиндр»
ПРИЛОЖЕНИЕ В - Справка о внедрении результатов работы в АО «Элкам-нефтемаш»
ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Сведения об учебно-методическом пособии
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Другие cпециальности», 00.00.00 шифр ВАК
Совершенствование штангового скважинного насоса для добычи обводненной нефти из глубоких скважин2018 год, кандидат наук Ишмухаметов Булат Ханифович
Становление и развитие добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» насосными установками2020 год, кандидат наук Кудин Евгений Валерьевич
Анализ особенностей эксплуатации и повышение эффективности применения цепных приводов скважинных штанговых насосов2013 год, кандидат технических наук Ситдиков, Марат Ринатович
Повышение эффективности установок скважинных штанговых насосов для добычи газированной нефти2021 год, кандидат наук Азизов Амир Мурад аглу
Гидромеханика подъемников вязких и эмульсионных нефтей1998 год, доктор технических наук Люстрицкий, Владимир Мстиславович
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование влияния конструктивных параметров пары «плунжер-цилиндр» на величину утечек в скважинном штанговом насосе для добычи нефти»
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. По состоянию на начало 2024 года общее количество скважин в России, где добыча нефти и газа осуществляется установками скважинных штанговых насосов (УСШН), около 42 тысяч. Это примерно 26,5% от всего добычного фонда скважин. Например, в ПАО «Татнефть» около 16,5 тысяч, в ПАО «Роснефть» 10,5 тысяч, в ПАО «ЛУКОЙЛ» - 6,8 тысяч скважин, оборудованных УСШН. При этом альтернативной энергоэффективной замены данного способа добычи нефти из малодебитных скважин нет.
Анализ основных причин отказов скважинных штанговых насосов (СШН) показывает, что на пару «плунжер-цилиндр» приходится до 40% от общего количества. В процессе эксплуатации СШН происходит износ наружной поверхности плунжера и внутренней поверхности цилиндра. Это приводит к увеличению зазора между ними и его непостоянству, что, в свою очередь, вызывает рост утечек1 пластовой жидкости и снижение подачи СШН. При добыче маловязких нефтей, особенно при значительных зазорах, утечки в паре «плунжер-цилиндр» могут быть соизмеримы с подачей насоса. При этом даже в новых насосах непостоянство диаметрального зазора по длине пары, обусловленное технологией производства, может достигать 30%. В связи с этим разработка математической модели для определения утечек, учитывающей непостоянство зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» и кинематику работы насоса, является актуальной и важной задачей.
В стандартных конструкциях СШН для борьбы с утечками широко применяется щелевое уплотнение, длина которого соизмерима с длиной плунжера. Для уменьшения износа пары на плунжере по его длине вытачиваются специальные кольцевые канавки. Таким образом, определение влияния конструктивных особенностей пары «плунжер-цилиндр» и условий
1 Утечки - в представленной работе объёмный расход в кольцевом зазоре между плунжером и цилиндром называется утечками
эксплуатации СШН на утечки, а также разработка матрицы рациональных областей применения разных конструкций штанговых насосов представляет собой важный вопрос в исследовании утечек в этой паре.
Степень разработанности темы. Разработкой новых конструкций скважинных штанговых насосов занимались: Адонин А.Н., Валовский В.М., Вирновский А.С., Захаров Б.С., Ивановский В.Н., Ивановский Н.Ф., Мищенко И.Т., Пирвердян А.М., Уразаков К.Р. Известными российскими и советскими учёными, труды которых посвящены износу штанговых насосов, в частности -пары «плунжер-цилиндр», и повышению износостойкости и наработки до отказа, являются: Адонин А.Н., Долинин А.А., Иванов А.В., Мокроносов Е.Д., Песин М.В., Пирвердян А.М., Якимов С.Б. Исследованиями, посвящёнными закономерностям утечек перекачиваемой жидкости в зазоре пары «плунжер-цилиндр», занимались такие учёные, как: Аббасов Э.М., Адонин А.Н., Бахтизин Р.Н., Габдрахманов Н.Х., Галимуллин М.Л., Захаров Б.С., Исмагилов Ф.Г., Ишмухаметов Б.Х., Латыпов Б.М., Мордвинов В.А., Пирвердян А.М., Романова Н.А., Уразаков К.Р., Rzayev Abbas, Sheldon Wang.
Несмотря на значительный теоретический и научный прогресс в области добычи нефти установками скважинных штанговых насосов, к настоящему моменту не сформулированы методики, позволяющие достоверно оценить влияние конструктивных параметров пары «плунжер-цилиндр» на величину утечек. Не исследовано влияние геометрии канавки на плунжере на характер утечек. Отсутствует математическая модель, позволяющая определить утечки в паре «плунжер-цилиндр» с учётом непостоянства диаметра поверхности цилиндра по длине, движения плунжера в цилиндре и условий эксплуатации СШН. Кроме того, отсутствует обоснование выбора рациональных областей применения разных конструкций СШН в зависимости от условий эксплуатации и конструкции пары «плунжер-цилиндр».
Цель диссертационной работы. Целью исследования является обеспечение эффективности добычи нефти скважинными штанговыми насосами за счёт снижения утечек в паре «плунжер-цилиндр».
Задачи диссертационной работы:
1. Разработать математическую модель, определяющую утечки в паре «плунжер-цилиндр» с учётом непостоянства диаметра поверхности цилиндра по длине, обусловленного технологией производства, и кинематических особенностей работы насоса для различных эксплуатационных условий.
2. Разработать методику экспериментального исследования утечек в паре «плунжер-цилиндр» СШН, учитывающей конструктивные параметры насоса (эффективная длина плунжера, диаметральный зазор в паре, геометрия канавок на плунжере), перепад давления и вязкость откачиваемой жидкости при статичном положении плунжера в цилиндре и позволяющей обосновать выбор рациональных областей применения СШН.
3. Экспериментально исследовать наиболее часто применяемые конструкции СШН с целью установления функциональных зависимостей утечек от диаметрального зазора в паре «плунжер-цилиндр», давления насоса, вязкости жидкости и определения влияния геометрии канавки на плунжере на характер утечек.
4. Разработать рекомендации по повышению эффективности добычи нефти СШН за счёт минимизации утечек в паре «плунжер-цилиндр» путём создания матрицы рациональных областей применения плунжеров разных конструкций в зависимости от условий эксплуатации.
Объектом исследования является гидродинамический процесс, возникающий в паре «плунжер-цилиндр» скважинного штангового насоса при откачке пластовой жидкости.
Предметом исследования является влияние геометрических параметров плунжера, давления скважинного штангового насоса и вязкости добываемой пластовой жидкости на утечки в паре «плунжер-цилиндр».
Научная новизна полученных результатов:
1. Разработана математическая модель, позволяющая определить утечки в паре «плунжер-цилиндр» с непостоянным зазором по длине и разными кинематическими особенностями работы насоса.
2. Установлены функциональные зависимости, позволяющие определить утечки в паре «плунжер-цилиндр» СШН в зависимости от геометрических параметров насоса и условий эксплуатации.
3. Определено влияние геометрии канавок, расположенных на плунжере, на характер утечек при различной вязкости жидкости, давлении насоса, диаметральном зазоре и длине плунжера.
Теоретическая и практическая значимость диссертационной работы состоит в том, что:
1. Предложенная математическая модель позволяет на этапе подбора СШН по скважинным условиям прогнозировать величину утечек в паре «плунжер-цилиндр» с учётом непостоянства диаметра цилиндра по длине и условий эксплуатации. Это даёт возможность обоснованно выбирать рациональные типоразмеры насосов для конкретных скважинных условий, а также количественно оценивать снижение объёмной подачи в щелевом уплотнении пары «плунжер-цилиндр» при выборе режимов откачки пластовой жидкости.
2. Разработанная методика экспериментального определения утечек в паре «плунжер-цилиндр» применима для исследования изношенных конструкций СШН, что позволяет по изменению величины утечек (в сравнении с первоначальными значениями) оценить степень износа рабочих поверхностей пары и обосновать целесообразность повторного использования насосов.
3. Полученные функциональные зависимости, определяющие влияние геометрических параметров пары «плунжер-цилиндр» и условий эксплуатации на утечки в СШН с внешним диаметром 44 мм, могут быть применены при создании новых конструкций плунжерных насосов, где имеется щелевое уплотнение между плунжером и цилиндром.
4. Разработанная матрица рациональных областей применения разных конструкций плунжеров СШН в зависимости от условий эксплуатации используется ведущим заводом-изготовителем штанговых насосов АО
«Элкам-нефтемаш» при формировании планов производства скважинных штанговых насосов для нефтяных компаний России и ближнего зарубежья.
5. Результаты диссертационной работы вошли в учебно-методическое пособие «Исследование утечек в паре «плунжер-цилиндр» скважинного штангового насоса для добычи нефти», используемое в учебном процессе РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина при подготовке бакалавров и магистров по направлению «Технологические машины и оборудование».
Методология и методы исследования: В исследовании использовался комплексный подход, включающий научный анализ, аналитические расчёты, планирование и проведение натурных экспериментов с обработкой полученных экспериментальных данных.
Достоверность результатов исследований обеспечивается верификацией результатов численных расчётов результатами физических экспериментов и работой насосов в нефтяных скважинах.
Положения, выносимые на защиту:
1. Математическая модель определения объёмов статической У(ЛР) и динамической К^) составляющих утечек, а также уменьшения объёма подачи насоса АУ при перемещении плунжера в цилиндре с непостоянным диаметром по длине, обусловленного технологией производства.
2. Результаты экспериментальных исследований по определению утечек в паре «плунжер-цилиндр» для скважинных штанговых насосов с условным диаметром 44 мм в зависимости от диаметрального зазора, эффективной длины плунжера, геометрии канавок на плунжере, давления насоса, вязкости перекачиваемой жидкости.
3. Обоснование выбора рациональных областей применения разных конструкций скважинных штанговых насосов.
Личный вклад автора. Личный вклад автора в диссертационную работу заключается в проведении расчётно-теоретических исследований
определения утечек в зависимости от геометрических параметров пары «плунжер-цилиндр», участии в разработке методики и создании стенда, проведении стендовых испытаний СШН, обработке полученных экспериментальных данных, разработке матрицы рациональных областей применения СШН.
Апробация результатов диссертационной работы. Результаты и основные положения диссертационной работы обсуждались и докладывались на: 74-й, 75-й, 76-й, 78-й, 79-й Международной молодёжной научной конференции «Нефть и газ» (Москва; 2020-2022, 2024-2025); XXП-й Международной молодёжной научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ» (Ухта; 2021); XIX-й Всероссийской конференции-конкурсе студентов и аспирантов «Актуальные проблемы недропользования» (Санкт-Петербург; 2021); XIV-й Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва; 2022); XI-ой Международной научно-практической конференции «Горная и нефтяная электромеханика» (Пермь; 2023); XVI-ой Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых» (Пермь; 2023).
Публикации по теме диссертации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе: 5 статей в журналах, включенных в Перечень рецензируемых научных изданий, утверждённый ВАК при Минобрнауки РФ; 1 учебно-методическое пособие; тезисы международных и всероссийских научно-технических конференций.
Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения. Изложена на 180 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 31 таблицу, список использованных литературных источников из 111 наименований, 4 приложения.
Благодарности. Автор выражает признательность коллективу кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности за наставления
и моральную поддержку при написании диссертации. Отдельно выражается благодарность научному руководителю, доценту, к.т.н. А.А. Сабирову и доценту, к.т.н. Т.Р. Долову за всеобъемлющий научный интерес к данной работе и постоянные консультации по теме диссертации. Также автор благодарит заведующего кафедрой, профессора, д.т.н. В.Н. Ивановского, профессора, д.т.н. Ю.А. Сазонова, доцента, к.т.н. А.В. Деговцова, профессора, д.т.н. А.И. Ходырева за плодотворные дискуссии и ценные рекомендации. Автор выражает благодарность заведующему учебно-научной лабораторией И.Ю. Бабакину и директору учебно-исследовательского полигона нефтегазопромыслового оборудования Ю.В. Заруцкому за помощь в разработке методики и создании стенда для проведения исследований, старшим преподавателям, к.т.н. А.В. Ивановскому и к.т.н. Ш.А. Алиеву, ассистенту Е.А. Орловой, аспиранту И.В. Ряднову за помощь при проведении стендовых испытаний, заведующему лабораторией кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, к.т.н. С.А. Бородину за помощь в проведении стендовых испытаний по определению вязкости модельных жидкостей.
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ, ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ УТЕЧЕК В ПАРЕ «ПЛУНЖЕР-
ЦИЛИНДР»
1.1 Общее положение добычи нефти установками скважинных штанговых насосов в России
По состоянию на начало 2024 года добывающий фонд скважин в Российской Федерации (РФ) составляет около 160 тысяч [1]. Из них около 70% скважин (112 тысяч) оборудованы установками электроприводных лопастных насосов (УЭЛН), около 26% скважин (42 тысячи) - установками скважинных штанговых насосов (УСШН) (рисунок 1.1). На фонтанный и газлифтный способы добычи пластовой жидкости приходится менее 1% скважин от всего добывающего фонда.
175000 150000
и
| 125000
о
« 100000 н о
<и
Л 75000 о
50000 25000
2020 2021 2022 2023
Год
УСШН УЭЛН Всего по России
Рисунок 1.1 - Диаграмма распределения механизированных способов добычи нефти и газа в Российской Федерации (построено на основании данных [1])
Например, в ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина около 16,5 тысяч скважин, где добыча нефти и газа осуществляется УСШН; в ПАО «Роснефть»
0
- 10,5 тысяч скважин; в ПАО «ЛУКОЙЛ» - 6,8 тысяч скважин [1]. На остальные компании (АО «Независимая нефтегазовая компания», ОАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «НК «Русснефть») приходится около 1,5 тысячи скважин - менее 1% от общего количества скважин (рисунок 1.2).
ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина ПАО НК "Русснефть"
ПАО "ЛУКОЙЛ" ОАО "Сургутнефтегаз"
■ АО "ННК" ПАО НК "Роснефть"
Рисунок 1.2 - Диаграмма распределения количества скважин, оборудованных УСШН, по крупным российским компаниям на начало 2024 года (построено
на основании данных [1])
Дебит скважин, оборудованных УСШН, в среднем составляет от 1 м3/сут до 20-25 м3/сут пластовой жидкости. Такие скважины принято относить к низкодебитному и малодебитному фонду [2] скважин. При этом альтернативной энергоэффективной замены данного способа добычи нефти из таких скважин нет.
Содержание механических примесей в добываемой жидкости, согласно ГОСТ 31835-2012 «Насосы скважинные штанговые. Общие технические требования» [3], не должно превышать 1,3 г/л; обводнённость добываемой жидкости должна быть до 99%; содержание сероводорода и углекислого газа до 200 мг/л; минерализация жидкости до 200 мг/л; максимальная температура
не должна превышать 130 0С; водородный показатель рН должен находиться в диапазоне от 4,0 до 8,0.
Глубина подвески скважинных штанговых насосов (СШН) обычно составляет до 1600 метров, однако на сегодняшний день существуют скважины с глубиной подвески более 1800 метров. Увеличение глубины подвески насоса приводит к увеличению нагрузки на привод, насосные штанги и высокому потреблению электроэнергии.
УСШН включает в себя устьевое (наземное) и скважинное (подземное) оборудование (рисунок 1.3). Основными узлами и элементами устьевого оборудования являются: привод, герметизирующее устройство, полированный шток, канатная подвеска, крестовина, тройник, задвижки и краны, станция управления.
Рисунок 1.3 - Общая схема установок скважинных штанговых насосов [4]: 1 - привод; 2 - устьевое оборудование; 3 - колонна насосных штанг; 4 -колонна насосно-компрессорных труб; 5 - скважинный штанговый насос
Скважинное оборудование состоит из скважинного штангового насоса, различных предвключенных устройств (фильтры, сепараторы газа, сепараторы песка, газопесочные сепараторы, дозаторы химических реагентов), колонны насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ). Также в составе скважинного оборудования УСШН может использоваться сливной клапан.
К преимуществам УСШН следует отнести:
• простота и лёгкость обслуживания и ремонта наземного оборудования;
• добыча нефти малодебитных скважин с более высоким коэффициентом полезного действия (КПД) по сравнению с другими механизированными способами;
• простота конструкции скважинных насосов (отсутствие вращающихся деталей и узлов);
• возможность добычи высоковязкой и высокогазированной нефти. 1.2 Анализ отказов установок скважинных штанговых насосов
Средний межремонтный период работы скважин крупных нефтяных компаний России, где добыча нефти осуществляется УСШН, на 2010 год составлял около 557 суток, на 2020 год - 841 сутки (без учёта ННК - 2180 суток), на конец 2023 года - 971 сутки (таблица 1.1) [1].
Таблица 1.1 - Динамика межремонтного периода скважин, оборудованных УСШН, в ведущих российских нефтяных компаниях (2010-2023 гг.)
Компании 2010 2015 2020 2021 2022 2023
ПАО «ЛУКОЙЛ» 586 656 740 788 813 961
ПАО НК «Роснефть» 487 653 1040 1319 1288 1267
ПАО «Газпром нефть» 236 - - 363 153 -
ПАО «Сургутнефтегаз» 541 579 548 570 531 561
ОАО «ТНК-ВР Холдинг» 605 - - - - -
ПАО «Татнефть» 1054 1164 1003 1018 772 983
ПАО АНК «Башнефть» 626 904 1115 1135 1151 1209
ПАО «НГК «Славнефть» 342 299 - - - -
ПАО НК «Русснефть» 536 352 604 656 1085 838
АО «ННК» 2180 - 1651 979
Рост межремонтного периода СШН в РФ, в первую очередь, связан с проведением научно-исследовательских работ по определению рациональных областей применимости скважинных штанговых насосов в зависимости от осложняющих факторов, внедрением новых конструкций насосов и созданием единых технических требований нефтегазовых компаний к заводам-изготовителям СШН.
В научных статьях [5, 6] М.Л. Галимуллина и соавторов приведена статистика отказов фонда скважин, эксплуатируемых УСШН, в НГДУ «Туймазанефть». На отказ насоса пришлось около 27,4% всех отказов, на отворот штанг - 27,2%, на обрыв штанг - около 19,5% (рисунок 1.4). Под отказом насоса принято считать увеличение зазора в паре «плунжер-цилиндр» и износ клапанных узлов.
I Обрыв штанг I Отворот штанг I Отворот полированного штока Обрыв НКТ Негерметичность НКТ
■ Негерметичность пары "плунжер-цилиндр" и клапанных пар
Рисунок 1.4 - Диаграмма отказов скважинных штанговых насосов в НГДУ «Туймазанефть» (построено на основании данных [5, 6])
В диссертационной работе В.В. Власова [7] зафиксировано, что на засорение и клин плунжера приходится 35% всех отказов на скважинах, оборудованных УСШН, на износ плунжера - 18%. В диссертационных
работах Т.Р. Долова [8] и Ю.С. Дубинова [9] отмечено, что доля отказов, приходящихся на негерметичность пары «плунжер-цилиндр», составляет от 21% до 25% от общего количества отказов. В работе [10] показано, что доля аналогичных отказов составляет от 30 до 40%. В статье Д.В. Пальченкова [11] также зафиксировано, что пара «плунжер-цилиндр» наиболее подвержена отказам, и работы по увеличению срока службы штанговых насосов должны быть направлены в основном на борьбу с износом цилиндра и плунжера.
Вопросами износостойкости и повышением наработки до отказа штанговых насосов занимались: Адонин А.Н. [12], Долинин А.А. [13], Иванов А.В. [14], Мокроносов Е.Д. [15-16], Песин М.В. [15-17], Пирвердян А.М. [1819], Якимов С.Б. [20-22]. На рисунках 1.5-1.9 представлены характерные примеры износа рабочих поверхностей плунжера и цилиндра скважинных штанговых насосов после эксплуатации в скважине.
Рисунок 1.5 - Пример износа наружной поверхности плунжера с «П»-образными канавками (пространство канавки заполнено механическими примесями) после эксплуатации СШН (фото автора)
Рисунок 1.6 - Пример износа наружной поверхности плунжера с желобчатыми канавками после эксплуатации СШН (фото автора)
Рисунок 1.7 - Пример износа наружной поверхности плунжера с желобчатыми канавками после эксплуатации СШН (фото автора)
Рисунок 1.8 - Пример износа внутренней поверхности латунного цилиндра (цилиндр в разрезе) с хромированным упрочнением после эксплуатации
СШН (фото автора)
Рисунок 1.9 - Пример износа внутренней поверхности стального цилиндра (цилиндр в разрезе) с азотированным упрочнением после эксплуатации СШН
(фото автора)
Из анализа основных причин отказов штанговых насосов установлено, что на пару «плунжер-цилиндр» в зависимости от условий эксплуатации и региона добычи нефти приходится до 40% от общего количества. Пара «плунжер-цилиндр» штангового насоса подвержена износу в процессе
эксплуатации, в результате которого зазор между плунжером и цилиндром увеличивается и становится неравномерным. Это приводит к росту утечек пластовой жидкости в процессе эксплуатации и снижению эффективности добычи нефти.
1.3 Влияние утечек в паре «плунжер-цилиндр» на эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами
Эффективность добычи нефти с помощью УСШН можно определить по КПД отдельных основных узлов установки:
^УСШН = 7сшН* 7шт* ^прив' (1А)
7СШН - КПД СШН, %;
77 - КПД колонны насосных штанг, %;
^прив - КПД привода' %.
КПД штангового насоса, в свою очередь, является результатом произведения гидравлического 77, объёмного 77 и механического 77 КПД:
7СШН = 7г * 7о * 7м' (12
77 - гидравлический КПД СШН, %;
7 - объёмный КПД СШН, %; 77 - механический КПД СШН, %.
Объёмный КПД СШН определяется как отношение фактической подачи насоса к теоретической:
_ Сф акт _ Оидеал ^ут / т ^
7о л л , ( •/
^идеал ^идеал
где ^факт - фактическая подача штангового насоса, Мр
п м3
@ут - утечки в штанговом насосе, —;
л м3
^идеал - идеальная подача штангового насоса, —.
Идеальную подачу СШН можно определить по следующей формуле:
Сидеал = — * ^ * П, (1.4)
где Б - внутренний диаметр цилиндра, м; S - длина хода плунжера, м;
1
п - число двойных ходов плунжера, -.
Утечки в штанговом насосе @ут будут складываться из двух составляющих - утечек в паре «плунжер-цилиндр» цут "пл-ц" и в клапанных
парах Цут кл.пары:
Чут "пл-ц" + Чут кл.пары, (1.5)
м3
^ут "пл-ц" - утечки в паре «плунжер-цилиндр», —;
м3
кл.пары - утечки в клапанных парах,
При добыче маловязких нефтей с большими зазорами между плунжером и цилиндром утечки в паре «плунжер-цилиндр» могут быть соизмеримы с подачей штангового насоса. Как следует из представленных выше зависимостей, утечки в паре «плунжер-цилиндр» напрямую влияют на КПД штангового насоса и, следовательно, на эффективность добычи нефти установками скважинных штанговых насосов.
1.4 Анализ конструктивных решений по борьбе с утечками в паре
«плунжер-цилиндр»
1.4.1 Стандартные конструкции скважинных штанговых насосов
Конструктивно скважинный штанговый насос состоит из плунжера, цилиндра, всасывающих и нагнетательных клапанных узлов. Штанговый насос - плунжерный насос объёмного типа действия [23]. Насосные штанги осуществляют передачу возвратно-поступательного движения от поверхностного привода к плунжеру насоса. При ходе колонны штанг вверх всасывающий клапан, расположенный в нижней части цилиндра, открывается. Нагнетательный клапан, находящийся в плунжере, при этом закрыт.
Пластовая жидкость поступает через всасывающий клапан в подплунжерную камеру. При ходе штанг вниз запорный элемент всасывающего клапана под действием силы тяжести садится на седло, герметизируя подплунжерную камеру. В процессе опускания плунжера давление в камере возрастает, и при его превышении над давлением столба жидкости в НКТ открывается нагнетательный клапан. Жидкость из подплунжерной камеры поступает через нагнетательный клапан в надплунжерное пространство и далее в НКТ. Описанный цикл повторяется при каждом ходе плунжера скважинного штангового насоса.
Стандартными конструкциями СШН являются вставные насосы типа НВ1 и НВ2, невставные - типа НН1 и НН2. Для откачки пластовой жидкости с высокой вязкостью и большим содержанием свободного газа используют дифференциальные насосы [24-28] типа Д2 и Д1.
Значительный вклад в разработку конструкций скважинных штанговых насосов внесли: Адонин А.Н. [12, 29-31], Валовский В.М. [32-36], Вирновский А.С. [37], Захаров Б.С. [38-42], Ивановский В.Н. [24-25, 43-45, 47], Ивановский Н.Ф. [44-47], Мищенко И.Т. [48-50], Пирвердян А.М. [18-19, 51-53], Уразаков К.Р. [54-61].
В настоящее время цилиндры штанговых насосов изготавливаются безвтулочными. Для повышения износостойкости внутренней поверхности цилиндра в зависимости от материала изготовления применяют ионно-вакуумное азотирование [15-17, 62-63] (толщина упрочнённого слоя 0,2-0,5 мм, твёрдость не менее 870 HV) или хромирование (толщина упрочнённого слоя не менее 0,08 мм, твёрдость не менее 1076 HV). Выбор упрочнения поверхности цилиндра [64-66] зависит от условий эксплуатации скважинного штангового насоса - после проведения соляно-кислотной обработки (СКО), с наличием сероводорода в пластовой жидкости, твёрдости твёрдых взвешенных частиц и т.д. Для снижения стоимости изготовления штанговых насосов с сохранением твёрдости рабочих поверхностей заводы-изготовители применяют биметаллические цилиндры - с лейнером (внутренним слоем) и
обечайкой (наружным слоем) [67-68]. Основные конструкции цилиндров, материалы изготовления и способы упрочнения их поверхности приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Основные технические характеристики цилиндров серийно
изготавливаемых скважинных штанговых насосов российскими заводами [69]
Конструкция цилиндра Материал изготовления Способ упрочнения внутренней поверхности Толщина упрочнённого слоя, мм Твёрдость упрочнённого слоя, НУ
цельный сталь 3 5 хромирование не менее 0,08 не менее 1076
цельный Сталь 38Х2МЮА азотирование 0,2 - 0,5 не менее 870
цельный латунь ЛОМш70-1-0,05 хромирование не менее 0,08 не менее 1076
составной Лейнер-внутренний слой - сталь 45; Обечайка-наружный слой -сталь 38Х2МЮА азотирование 0,2 - 0,5 не менее 870
Похожие диссертационные работы по специальности «Другие cпециальности», 00.00.00 шифр ВАК
Совершенствование контроля работы штанговых насосных установок при эксплуатации скважин с направленным профилем ствола2018 год, кандидат наук Исмагилов Салават Фаритович
Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений2005 год, доктор технических наук Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович
Повышение эффективности эксплуатации продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными песчаниками2015 год, кандидат наук Смольников Сергей Васильевич
Исследование работы клапанных узлов скважинных штанговых насосных установок2017 год, кандидат наук Долов Темир Русланович
Улучшение технических характеристик штангового насоса нанесением регулярного микрорельефа на поверхности плунжера2010 год, кандидат технических наук Исмагилов, Фарит Габдулхаивич
Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шайхулов Руслан Маратович, 2026 год
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Камалетдинов, Р.С. Механизированная добыча нефти: новые вызовы -новые решения / Р.С. Камалетдинов // Neftegaz.RU. - 2023. - №2 4. - С. 32 - 37. EDN: XAZTIR.
2. Скважинные насосные установки для добычи нефти: учеб. пособие / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров [и др.]; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина. - Москва: Изд-во «Нефть и газ», 2002. - 824 с.
3. ГОСТ 31835-2012. Насосы скважинные штанговые. Общие технические требования: межгосударственный стандарт: дата введения 2014-01-01 / Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии. - Изд. официальное. - Москва: Стандартинформ, 2013. - 48 с.
4. Энергопотребление и энергоэффективность добычи и подготовки нефти: учеб. пособие / В.Н. Ивановский, А. В. Деговцов, А.А. Сабиров [и др.]; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина. - Москва: Изд-во Рос. гос. ун-та нефти и газа им. И. М. Губкина, 2020. - 529 с.
5. Галимуллин, М.Л. Насос штанговый с устройством демпфирования в конструкции клапанного узла / М.Л. Галимуллин, М.С. Габдрахимов, Р.И. Сулейманов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2016. - № 4. - С. 21 - 24. EDN: WICEHB.
6. Галимуллин, М.Л. Оптимизация капитального ремонта штанговых насосов с помощью передовых технологий / М.Л. Галимуллин, М.Я. Хабибуллин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 1 (133). - С. 90 - 96. DOI: 10.31660/0445-0108-2019-1-90-96.
7. Власов, В.В. Повышение работоспособности штанговых скважинных насосных установок путём компоновки колонны штанг усовершенствованными нагнетателями жидкости: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.13 / Власов Владислав Владимирович. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2004. - 120 с. EDN: NMOWXZ.
8. Долов, Т.Р. Исследование работы клапанных узлов скважинных штанговых насосных установок: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.13 / Долов Темир Русланович. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2017. - 154 с. EDN: YVJNGW.
9. Дубинов, Ю.С. Анализ и модернизация методики подбора полых насосных штанг, применяемых при одновременно-раздельной эксплуатации: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.13 / Дубинов Юрий Сергеевич. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2017. - 162 с. EDN: ZXSBVL.
10. Heinze L.R., Ge Z., Rahman M.M. / Sucker-Rod-Pumping Failures in the Permian Basin // SPE 56661. - 1999.
11. Пальченков, Д.В. / Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы штанговых насосных установок / Д.В. Пальченков // Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ». - 2016. - Том 8. - № 2 (электронный ресурс URL: http://naukovedenie.ru/PDF/140TVN216.pdf).
12. Адонин, А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами / А.Н. Адонин -Москва: Изд-во «Недра», 1979. - 213 с.
13. Долинин, А.А. Технологическое обеспечение повышения износостойкости цилиндров скважинных штанговых насосов хонингованием полуэластичными алмазными брусками: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.08 / Долинин Антон Андреевич. - Пермь: Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 2011. - 134 с. EDN: QFRBGT.
14. Иванов, А.В. Технологическое обеспечение износостойкого микропрофиля поверхности цилиндров скважинных штанговых насосов алмазным хонингованием: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.08 / Иванов Александр Владимирович. - Ижевск: Ижевский государственный технический университет, 2009. - 138 с.
15. Песин, М.В. К проблеме управления технологическими процессами в изготовлении деталей машиностроения / М.В. Песин, Е.Д. Мокроносов // Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. - 2011. - №2 2(286). - С. 84 - 88. EDN: NTNYMN.
16. Песин, М.В. Технологическое обеспечение, повышение качества и долговечности деталей нефтепромыслового и бурового оборудования / М.В. Песин, Е.Д. Мокроносов // Экспозиция Нефть и Газ. - 2010. - № 6 (12). - С. 41-43. EDN: MWIVBF.
17. Песин, М.В. Повышение долговечности и надежности нефтегазопромыслового и бурового оборудования / М.В. Песин // Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. - 2012. - №2 3 (293). - С. 86 - 89. EDN: PAWFIJ.
18. Пирвердян, А.М. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации / А.М. Пирвердян - М.: Недра, 1955. - 192 с.
19. Пирвердян, А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка / А.М. Пирвердян - М.: Недра, 1986. - 120 с.
20. Якимов, С.Б. Изучение состояния штангового насоса с азотированным цилиндром после параметрического отказа в скважине Покровского месторождения / С.Б. Якимов, С.М. Подкорытов, Д.С. Подкорытов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - №2 1(115).
- С. 5 - 13. DOI: 10.33285/1999-6934-2020-1(115)-5-13.
21 . Якимов, С.Б. Первый этап испытаний штанговых насосов повышенной износостойкости производства ОАО «Ижнефтемаш» / Якимов С.Б., Подкорытов С.М. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.
- 2013. - № 3. - С. 4 - 12. EDN: QBYKML.
22. Якимов, С.Б. О долголетии штанговых насосов компании Cameron / Якимов С.Б., Подкорытов С.М. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2013. - № 3. - С. 13 - 18. EDN: QBYKMV.
23. Касьянов, В.М. Гидромашины и компрессоры: учебник для вузов / В.М. Касьянов - Москва: Изд-во «Недра», 1981. - 295 с.
24. Пат. 203189 Рос. Федерация, МПК E21B 43/00, F04B 47/02. Скважинный штанговый насос с разрядной камерой / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, С.С. Пекин; патентообладатель ООО «ЦОНиК им. И.М. Губкина».
- № 2020143037; заявл. 25.12.2020; опубл. 25.03.2021, Бюл. № 9.
25. Пат. 173961 Рос. Федерация, МПК Б04Б 47/02, Е21В 34/08, Е21В 17/06. Скважинный штанговый насос / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов [и др.]; патентообладатель ООО «ЦОНиК им. И.М. Губкина». - № 2017126075; заявл. 20.07.2017; опубл. 22.09.2017, Бюл. № 27.
26. Алиев, Ш.А. Повышение безотказности и эффективности работы скважинных насосных установок с канатной штангой в боковых стволах малого диаметра: дис. ... канд. техн. наук: 2.5.21 / Алиев Шагабутдин Абдурахманович. - Москва: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2024. - 157 с. ЕБМ КБШШ.
27. Алиев, Ш.А. Разработка нового оборудования для скважинных насосных установок с канатной штангой и анализ их надёжности при эксплуатации боковых стволов малого диаметра / Ш.А. Алиев, А.В. Деговцов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2018. - № 1 (290). - С. 39 - 49. ЕБМ ХТОАЫ.
28. Ивановский, В.Н. Результаты опытно-промышленных испытаний скважинных штанговых невставных насосов с разрядной камерой на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - № 2 (116). - С. 10 - 14. 001: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-10-14.
29. Адонин, А.Н. Процессы глубиннонасосной добычи / А.Н. Адонин -Москва: Изд-во «Недра», 1964. - 264 с.
30. Адонин, А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов / А.Н. Адонин // Нефтяное хозяйство. - 1973. - № 5. - С. 30 - 33.
31. Адонин, А.Н. Планирование предупредительного ремонта / А.Н. Адонин // Нефтяное хозяйство. - 1965. - № 7. - С. 52 - 56.
32. А.с. 1044820 СССР. МПК Б 04 Б 47/02. Скважинный штанговый насос / Ю.А. Архипов, В.М. Валовский, Р.А. Максутов, А.К. Бикташев. - № 33324602; заявл. 24.07.1981; опубл. 30.09.1983, Бюл. № 36.
33. А.с. 1709082 СССР. МПК E 21 B 47/00. Глубинно-насосная установка / В.М. Валовский, Г.Ю. Басос, Х.Г. Абдуллин. - № 4785894; заявл. 23.01.1990; опубл. 30.01.1992, Бюл. № 4.
34. Пат. 34627 Рос. Федерация, МПК E21B 43/00. Скважинный плунжерный насос / В.М. Валовский, К.В. Валовский, В.Н. Шумилин, В.А. Балбошин; патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2003125411/20; заявл. 18.08.2003; опубл. 10.12.2003.
35. Пат. 34626 Рос. Федерация, МПК E21B 43/00. Скважинный плунжерный насос / В.М. Валовский, К.В. Валовский, В.Н. Шумилин, В.А. Балбошин; патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2003125410/20; заявл. 18.08.2003; опубл. 10.12.2003.
36. Пат. 34625 Рос. Федерация, МПК E21B 43/00, F04B 47/00. Скважинный плунжерный насос / В.М. Валовский, К.В. Валовский, В.Н. Шумилин, В.А. Балбошин; патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2003125408/20; заявл. 18.08.2003; опубл. 10.12.2003.
37. Вирновский, А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти /
A.С. Вирновский - Москва: Изд-во «Недра», 1971. - 183 с.
38. Захаров, Б.С. Поршневые и плунжерные насосы для добычи нефти. / Б.С. Захаров - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 52 с.
39. А.с. 2037077 СССР. МПК F 16 J 15/26. Механическое уплотнение / Б. С. Захаров. - № 93048995/29; заявл. 25.10.1993; опубл. 09.06.1995.
40. Pat. № 5820130 USA, Int. С1. F16J 15/38. Mechanical Seal for Movable Joints of Machines / B.S. Zakharov. - Appl. No. 632432; PCT Filed Feb. 16, 1994; Date of Patent Oct. 13, 1998.
41. Захаров, Б.С. Поршневые и плунжерные насосы для добычи нефти: сб. ст. и пат. / Б.С. Захаров - М: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. - 276 с.
42. Новое насосное оборудование для добычи нефти / Захаров Б.С., Драчук
B.Р. Шариков Г.Н. - М. - Ижевск: Ин-т компьют. исслед., 2015. - 80 с.
43. А. с. 1687868 СССР. МПК F04B 47/00, 47/04. Скважинный штанговый насос / Л.Г. Чичеров, В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, В.Г. Дарьяваш. - № 4669332; заявл. 30.03.1989; опубл. 30.10.1991, Бюл. № 40.
44. А. с. 706566 СССР. МПК F04B 47/02. Скважинный насос / Р.Т. Булгаков, В.Н. Ивановский, Н.Ф. Ивановский [и др.]. - № 2646286/25-06; заявл. 06.07.1978; опубл. 30.12.1979, Бюл. № 48.
45. А. с. 628338 СССР. МПК F04B 47/00. Глубинный насос / Н.Ф. Ивановский, В.Н. Ивановский. - № 2491483; заявл. 01.06.1977; опубл. 15.10.1978, Бюл. № 38.
46. А. с. 494535 СССР. МПК F04B 47/00. Устройство для беструбной эксплуатации глубинных поршневых насосов / Н.Ф. Ивановский, А.М. Галустов, Б.А. Лерман, Р.Х. Амирханов. - № 1823904; заявл. 28.08.1972; опубл. 12.05.1975, Бюл. № 45.
47. Ивановский, Н.Ф. Штанговые насосы с гидрозащитой для беструбной эксплуатации скважин / Н.Ф. Ивановский, В.Н. Ивановский, А.А. Фасхутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 9.
48. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти / И.Т. Мищенко; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина. - Москва: Изд-во "Нефть и газ", 2003. - 816 с.
49. А. с. 299670 СССР. МПК F04B 53/10, 47/00. Вставной штанговый насос двойного действия / И.Т Мищенко, З.А. Ростэ, Ю.И. Белозеров [и др.]. - № 1261608/25-8; заявл. 17.07.1968; опубл. 26.03.1971, Бюл. № 12.
50. А. с. 581322 СССР. МПК F04B 21/06, 47/02. Глубинный насос / З.А. Ростэ, И.Т Мищенко, Г.А. Толстиков [и др.] - № 2375540/25-06; заявл. 23.06.1976; опубл. 25.11.1977, Бюл. № 43.
51. А. с. 832118 СССР. МПК F04B 47/02. Скважинный штанговый насос / Г.А. Айрапетов, Г.Г. Джабаров, А.М. Пирвердян, Э.М. Рустамов. - № 2780001/2506; заявл. 05.07.1979; опубл. 23.05.1981, Бюл. № 19.
52. А. с. 977722 СССР. МПК Е21В 43/00. Плунжер для периодической эксплуатации скважин / В.И. Сотник, Ш.Н. Алиев, А.М. Пирвердян, М.Д. Агаларов. - № 3265296/22-03; заявл. 16.06.1981; опубл. 30.11.1982, Бюл. № 44.
53. А. с. 1060806 СССР. МПК F04B 47/02. Скважинная штанговая насосная установка / А.Х. Халафбеков, А.М. Пирвердян, Г.Г. Джабаров [и др.]. - № 3319252/25-06; заявл. 23.10.1981; опубл. 15.12.1983, Бюл. № 46.
54. Пат. 2365786 Рос. Федерация, МПК Б04В 47/00. Скважинный штанговый насос / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Ф.Г. Исмагилов, Г.Б. Агамалов, В.П. Жулаев; патентообладатель ГОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». - № 2008108329/06; заявл. 03.03.2008; опубл. 27.08.2009, Бюл. № 24.
55. Пат. 2624939 Рос. Федерация, МПК Б04В47/00, Б04В53/14, Б04В53/20. Скважинный штанговый насос / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, Б.М. Латыпов, Б.Х. Ишмухаметов; патентообладатель ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». - № 2016132028; заявл. 03.08.2016; опубл. 11.07.2017, Бюл. № 20.
56. Пат. 2701665 Рос. Федерация, МПК Б04В47/00. Глубинный штанговый насос / К.Р. Уразаков, Б.Х. Ишмухаметов; патентообладатель Ишмухаметов Булат Ханифович. - № 2018135532; заявл. 08.10.2018; опубл. 08.10.2018, Бюл. № 28.
57. А. с. 1035282 СССР. МПК F04B 47/00. Скважинный штанговый насос / Ю.Г. Валишин, К.Р. Уразаков, Л.К. Шарин [и др.]. - № 3409065/25-06; заявл. 16.03.1982; опубл. 15.08.1983, Бюл. № 30.
58. А. с. 1638365 СССР. МПК F04B 47/02. Скважинный штанговый насос / К.Р. Уразаков, В.Н. Литвак, Р.Ф. Акрамов, Р.Ю. Тимершин. - № 4484606/29; заявл. 05.08.1988; опубл. 30.03.1991, Бюл. № 12.
59. Пат. 2096660 Рос. Федерация, МПК Б04В 47/02. Скважинный штанговый насос / Ш.В. Тукаев, К.Р. Уразаков, В.Н. Рахматуллин, М.С, Салимов; патентообладатели Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр «Нефтегазтехнология», Нефтегазодобывающее управление «Уфанефть». - № 95116409/06; заявл. 26.09.1995; опубл. 20.11.1997.
60. Пат. 2161269 Рос. Федерация, МПК Б04В 47/02, 53/16. Скважинный штанговый насос / К.Р. Уразаков, Ю.В. Алексеев, Н.Х. Габдрахманов [и др.];
патентообладатель ОАО «АНК Башнефть». - № 99105338/06; заявл. 11.03.1999; опубл. 27.12.2000.
61. Уразаков, К.Р. Совершенствование конструкции скважинного плунжерного насоса для добычи жидкости с повышенной концентрацией взвешенных частиц / К.Р. Уразаков, М.Я. Хабибуллин, Р.З. Нургалиев // Нефтегазовое дело. - 2019. - № 5. - С. 106 - 113. Б01: 10.17122/пвёе1о-2019-5-106-113.
62. Пат. 91592 Рос. Федерация, МПК Е21Б 17/00. Цилиндроплунжерная пара штангового насоса / В.В. Богданов, С.Н. Долгих; патентообладатель ЗАО «Торговый дом ПНКМ». - № 2009139564/22; заявл. 26.10.2009; опубл. 20.02.2010.
63. Пат. 2122103 Рос. Федерация, МПК Е21Б 17/00, Б04Б 47/02. Способ изготовления плунжеров погружных штанговых насосов / В.С. Приземирский, Н.А. Бычков, А.А. Волынский, О.В. Мелехина; патентообладатель АО закрытого типа «Элкам-нефтемаш». - № 97117316/02; заявл. 21.10.1997; опубл. 20.11.1998.
64. Ивановский, В.Н. Методика стендовых испытаний скважинных штанговых насосов, предназначенная для определения областей их применения / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, Т.Р. Долов, Р.М. Шайхулов, С.Б. Якимов, Р.Е. Ирмашев, А.А. Клусов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2022. - № 3-4. - С. 52 -61. ЕБМ ЬУХ7АМ
65. Ивановский, В.Н. Результаты стендовых исследований работы скважинного штангового насоса в осложненных условиях эксплуатации / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, Т.Р. Долов, Р.М. Шайхулов, Е.А. Орлова // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2022. - № 5 (131). - С. 49 - 56. Б01: 10.33285/1999-6934-2022-5(131)-49-56.
66. Сабиров, А.А. Определение износостойкости скважинного штангового насоса с азотированным упрочнением цилиндра при работе в осложненных условиях / А.А. Сабиров, Т.Р. Долов, Р.М. Шайхулов [и др.] // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2022. - № 11-12. - С. 60 - 65. ЕБМ НА7ХХ1
67. Пат. 2787873 Рос. Федерация, МПК B23K20/02, B23K101/06, B32B15/01. Способ изготовления биметаллического длинномерного цилиндрического изделия типа труб из стали и биметаллическое изделие, изготовленное указанным способом / Ю.С. Симонов, О.В. Силина, Р.М. Полежаев, А.В. Быстрик; патентообладатель ФГАОУ ВО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет». - № 2022105821; заявл. 04.03.2022; опубл. 13.01.2023, Бюл. № 2.
68. Пат. 2171163 Рос. Федерация, МПК B23K20/02, B21D39/04. Способ изготовления лейнеров и лейнер, изготовленный указанным способом / Г.А. Картель, Н.А. Бычков, В.А. Быстрик, В.П. Решетов; патентообладатель ЗАО «ЭЛКАМ-нефтемаш». - № 2000121827/02; заявл. 15.08.2000; опубл. 27.07.2001.
69. Исследование утечек в паре "плунжер-цилиндр" скважинного штангового насоса для добычи нефти: учебно-методическое пособие / В.Н. Ивановский,
A.А. Сабиров, И.Ю. Бабакин, Т.Р. Долов, Е.А. Орлова, Р.М. Шайхулов, И.В. Ряднов. - Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2022. -41 с. EDN: IYHCLT.
70. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа / И.Ю. Быков,
B.Ф. Бочарников, В.Н. Ивановский [и др.]. Том 1. - Москва: ООО «Издательство «Энерджи Пресс», 2013. - 456 с.
71. Оборудование для добычи нефти и газа / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров [и др.]. Часть 2. - Москва: Изд-во Рос. гос. ун-та нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. - 792 с.
72. API SPECIFICATION 11 AX. Specification for Subsurface Sucker Rod Pump Assemblies, Components and Fittings, 2015. - 109 с.
73. Справочник по добыче нефти / К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, В.А. Молчанова, М. Г. Волков. - Пермь: ООО «Астер Плюс», 2020. - 600 с.
74. А.с. 539160 СССР. МПК F 04 B 47/00. Глубинный штанговый насос / И.Ю. Эфендиев, Ф.Г. Тахмазов, И.А. Нагиев [и др.]. - № 2069714/06; заявл. 25.10.1974; опубл. 15.12.1976, Бюл. № 46.
75. Пат. 229826 Рос. Федерация, МПК F04B47/00. Плунжер скважинного штангового насоса / Б.Ф. Заиров, Д.В. Брагин; патентообладатель Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина. - № 2024122720; заявл. 08.08.2024; опубл. 30.10.2024, Бюл. № 31.
76. Захаров, Б.С. Радиальное механическое уплотнение в штанговых насосах / Б.С. Захаров, В.Р. Драчук, В.П. Будин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2021. - № 2 (122). - С. 15 - 18. DOI: 10.33285/19996934-2021 -2(122)-15-18.
77. Пат. 2669723 Рос. Федерация, МПК F04B 53/14, F04B 47/00, F16J 9/00. Скважинный штанговый насос / Петр Олегович Александров, Александр Михайлович Рутковский; патентообладатель (и) Петр Олегович Александров, Александр Михайлович Рутковский. - № 2018100968; заявл. 10.01.2018; опубл. 15.10.2018, Бюл. № 29.
78. Башта, Т.М. Машиностроительная гидравлика. справочное пособие / Т.М. Башта - М.: «Машиностроение», 1971. - 671 с.
79. А.с. 1610073 СССР. МПК F 04 B 47/02, МПК F 04 B 21/04. Скважинный штанговый насос / И.Я. Петранюк, Г.А. Лесовой, Ю.С. Сычев [и др.]. - № 4450456/25-29; заявл. 17.05.1988; опубл. 30.11.1990, Бюл. № 44.
80. А.с. 1645616 СССР. МПК F 04 B 47/00. Способ регулирования утечки через уплотнение скважинного штангового насоса / Б. М. Рылов. - № 4646075/29; заявл. 02.02.1989; опубл. 30.04.1991, Бюл. № 16.
81. Аббасов, Э.М. Утечка жидкости в скважинном штанговом насосе / Э.М. Аббасов, Ш.П. Казымов, Н.Р. Абдуллаева, Л.Г. Гаджикеримова // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 4. - С. 87 - 89. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-4-87-89.
82. Бахтизин, Р.Н. Влияние формы регулярного микрорельефа поверхности плунжера на утечки в штанговом скважинном насосе / Р.Н. Бахтизин, К.Р.
Уразаков, Б.М. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 4. - С. 113 - 116. 001: 10.24887/0028-2448-2017-4-113-116.
83. Бахтизин, Р.Н. Влияние конфигурации регулярного микрорельефа на поверхности плунжера на величину зоны турбулентного потока жидкости / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Б.М. Латыпов, Б.Х. Ишмухаметов // Нефтегазовое дело. - 2018. - № 2. - С. 44 - 50. Б01: 10.17122/пвёе1о-2018-2-44-50.
84. Бахтизин, Р.Н. Утечки жидкости в штанговом насосе с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Б.М. Латыпов, Б.Х. Ишмухаметов // Нефтегазовое дело. - 2016. - № 4. - С. 33 - 39. ЕБМ УШБМУ.
85. Габдрахманов, Н.Х. Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / Габдрахманов Нурфаяз Хабибрахманович. - Уфа: ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов», 2005. - 250 с.
86. Галимуллин, М.Л. Разработка технических средств повышения работоспособности скважинных плунжерных насосов: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.13 / Галимуллин Миниварис Лутфуллинович. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2004. - 122 с. ЕЭМ КМРОКБ.
87. Исмагилов, Ф.Г. Улучшение технических характеристик штангового насоса нанесением регулярного микрорельефа на поверхности плунжера: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.13 / Исмагилов Фарит Габдулхаивич. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2010. - 136 с.
государственный нефтяной технический университет, 2018. - 102 с. EDN: SGKKZM.
89. Мордвинов, В.А. Учет утечек при выборе режима откачки жидкости для низкодебитных скважин / В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 10. -С. 68 - 70. EDN: IBLHTN.
90. Романова, Н.А. Повышение эффективности работы штанговых установок при добыче высоковязких нефтей: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Романова Наталья Александровна. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2010. - 120 с. EDN: QEPPRH.
91. Rzayev Abbas. A Method for Diagnosing Formation Fluid Leakage During the Operation of Sucker Rod Pumps and a Device for its Implementation / Rzayev Abbas Heydar, Asadova Rena Sharif, Hagverdiyev Vugar Mamed, Gurbanov Zafar Gazanfar // American Journal of Energy Engineering. - 2020. - Vol. 8, No. 4, pp. 40-44. DOI: 10.11648/j.ajee.20200804.12.
92. Sheldon Wang. On Leakage Issues of Sucker Rod Pumping Systems / Sheldon Wang, Lynn Rowlan, Mahmoud Elsharafi, Mansur A. Ermila, Tomas Grejtak, Carrie Anne Taylor // Journal of Fluids Engineering. - 2019. - Vol. 141/111201, pp. 1-7. DOI: 10.1115/1.4043500.
93. Никитин, Г.А. Щелевые и лабиринтные уплотнения гидроагрегатов / Г.А. Никитин - М.: Машиностроение, 1982. - 135 с.
94. Тарг, С.М. Основные задачи теории ламинарных течений / С.М. Тарг - М.: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1951. -420 с.
95. Шайхулов, Р.М. Исследование утечек в парах «плунжер-цилиндр» скважинных штанговых насосов при откачке нефти высокой вязкости / Р.М. Шайхулов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2025. - № 7-8. - С. 38 - 46. EDN: UHSMWV.
96. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко,
А.И. Петров [и др.]; под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова - Москва: Изд-во «Недра», 1983. - 455 с.
97. Долов, Т.Р. Исследование гидродинамических процессов в паре плунжер-цилиндр штангового насоса / Т.Р. Долов, А.А. Сабиров, И.В. Ряднов, Р.М. Шайхулов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2025. - № 6 (150). - С. 12 - 18. EDN: LCNQHQ.
98. Каталог штанговых глубинных насосов ЗАО «Кубаньнефтемаш», 2024. -159 с. (электронный ресурс URL: https://kubanneftemash.ru/Katalog_nasosov%28kubanneftemash%29.pdf).
99. Технический каталог №1 нефтегазового оборудования для механизированной добычи нефти, строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин ПАО «Ижнефтемаш», - 63 с. (электронный ресурс URL: https: //nasos.biz/files/katalog-texnicheskij -izhneftemash.pdf).
100. ООО «ЭЛКАМ»: официальный сайт. - Пермь, 2025. (электронный ресурс URL: https://elkam.ru).
101 . ООО «Пермская компания нефтяного машиностроения»: официальный сайт. - Пермь, 2025. (электронный ресурс URL: https://pknm.ru).
102. Уплотнения и уплотнительная техника: справочник / Л.А. Кондаков, А.И. Голубев, В.Б. Овандер [и др.]; под общей редакцией А.И. Голубева, Л.А. Кондакова. - М.: Машиностроение, 1986. - 464 с.
103. Сабанов, С.Л. Совершенствование системы уравновешивания привода штанговой насосной установки на тихоходных режимах работы: дис. ... канд. техн. наук: 05.02.13 / Сабанов Сергей Леонидович. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2020. - 180 с. EDN: JLGCGQ.
104. ГОСТ 5866-76. Станки-качалки. Технические условия: государственный стандарт Союза ССР: дата введения 01.07.1976 / Государственный комитет стандартов Совета Министров СССР. - Изд. официальное. - Москва: Издательство стандартов, 1986. - 15 с.
105. Российская Федерация. Распоряжение. Об утверждении методических рекомендаций по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов: Распоряжение № 3-р: [утверждено Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации (Минприроды России) 01.02.2016]. - Москва: 2016. - 32 с.
106. Grace Instrument Company: официальный сайт. - Houston, Texas, USA. (электронный ресурс URL: https://gic.com/index.php).
107. Контрольно-измерительные приборы ОВЕН: датчики, контроллеры, регуляторы, измерители, блоки питания и терморегулятор: официальный сайт. - Москва. (электронный ресурс URL: https://owen.ru/?ybaip=1&yclid=4650643641609486335).
108. Методическая разработка по общему физическому практикуму. Погрешности измерений: учебно-методическое пособие / Г.Е. Пустовалов -Москва: Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, 2012. - 19 с.
109. Нефти месторождений Советского Союза: справочник / Г.Ф. Требин, Н.В. Чарыгин, Т.М. Обухова - Москва: Изд-во «Недра», 1980. - 583 с.
110. Unifloc 7.42 VBA. Анализ работы скважины и скважинного оборудования с использованием VBA макросов Excel: руководство пользователя / Р.А. Хабибуллин, В.А. Краснов, К.А. Горидько [и др.]. - Москва, 2023. - 257 с. (электронный ресурс URL: https://github.com/unifloc/unifloc_vba/blob/master/u7vba_manual.pdf).
111. Кабирова, А.Х. Исследование влияния температурных условий геологической среды и состава нефти месторождений Республики Татарстан на полноту извлечения углеводородов: дис. ... канд. техн. наук: 2.8.4 / Кабирова Алесия Хатиповна. - Бугульма: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2022. - 188 с. EDN: NIROUI.
СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА
1. Рисунок 1.1 - Диаграмма распределения механизированных способов добычи нефти и газа в Российской Федерации......................................12
2. Рисунок 1.2 - Диаграмма распределения количества скважин, оборудованных УСШН, по крупным российским компаниям на начало 2024 года............................................................................................12
3. Рисунок 1.3 - Общая схема установок скважинных штанговых насосов......14
4. Рисунок 1.4 - Диаграмма отказов скважинных штанговых насосов в НГДУ «Туймазанефть»............................................................................16
5. Рисунок 1.5 - Пример износа наружной поверхности плунжера с «П»-образными канавками (пространство канавки заполнено механическими примесями) после эксплуатации СШН................................................17
6. Рисунок 1.6 - Пример износа наружной поверхности плунжера с желобчатыми канавками после эксплуатации СШН................................17
7. Рисунок 1.7 - Пример износа наружной поверхности плунжера с желобчатыми канавками после эксплуатации СШН................................18
8. Рисунок 1.8 - Пример износа внутренней поверхности латунного цилиндра (цилиндр в разрезе) с хромированным упрочнением после эксплуатации СШН)...........................................................................................18
9. Рисунок 1.9 - Пример износа внутренней поверхности стального цилиндра (цилиндр в разрезе) с азотированным упрочнением после эксплуатации СШН..........................................................................................18
10. Рисунок 1.10 - Канавки и наплывы на плунжере по патенту РФ 2365786.......................................................................................24
11. Рисунок 1.11 - Канавка и сквозное отверстие на плунжере по А.с. 539160 СССР..........................................................................................25
12. Рисунок 1.12 - Канавки на плунжере по патенту РФ 2624939........................................................................................26
13. Рисунок 1.13 - Канавки на плунжере по патенту РФ 2701665.......................................................................................27
14. Рисунок 1.14 - Плунжер с винтовой канавкой по патенту РФ 229826........................................................................................28
15. Рисунок 1.15 - Принципиальная схема механического уплотнения.........29
16. Рисунок 1.16 - Плунжер с компрессионными разрезными кольцами по патенту РФ 2669723........................................................................30
17. Рисунок 1.17 - Плунжер с уплотнительными манжетами по А.с. 539160 СССР..........................................................................................31
18. Рисунок 1.18 - Схема расположения уплотнительных центрирующихся колец на плунжере.........................................................................32
19. Рисунок 2.1 - Расчётная схема движения жидкости между двумя плоскими пластинами..................................................................................43
20. Рисунок 2.2 - Распределение скоростей в зазоре пары «плунжер-цилиндр» ..................................................................................................46
21. Рисунок 2.3 - Расчётная схема концентричного и эксцентричного расположения плунжера в цилиндре....................................................47
22. Рисунок 2.4 - Геометрия кольцевых канавок на плунжере...................51
23. Рисунок 2.5 - Расчётная схема щелевого уплотнения с кольцевыми канавками ....................................................................................51
24. Рисунок 2.6 - Кинематика станка-качалки.......................................53
25. Рисунок 2.7 - Скорость плунжера при угле поворота кривошипа от 0° до
180° и п = 5 —................................................................................54
мин
26. Рисунок 2.8 - График замера внутреннего диаметра цилиндра с условным внутренним диаметром 44 мм по длине с линейными функциями аппроксимации отрезков..................................................................56
27. Рисунок 2.9 - Зависимость объёмов статической и динамической
28. Рисунок 2.10 - Зависимость объёмов статической У(дру и динамической V(v)j составляющих утечек, уменьшение объёма подачи AV насоса №2 за один ход плунжера вверх........................................................................60
29. Рисунок 2.11 - Зависимость объёмов статической У(дру и динамической V(v)j составляющих утечек, уменьшение объёма подачи AV насоса №3 за один ход плунжера вверх........................................................................61
30. Рисунок 3.1 - Плунжер условной длиной 900 мм с желобчатыми кольцевыми канавками....................................................................66
31. Рисунок 3.2 - Плунжер условной длиной 1200 мм с желобчатыми кольцевыми канавками....................................................................66
32. Рисунок 3.3 - Плунжер условной длиной 1500 мм с желобчатыми кольцевыми канавками....................................................................66
33. Рисунок 3.4 - Плунжер условной длиной 900 мм с «П»-образными кольцевыми канавками....................................................................67
34. Рисунок 3.5 - Плунжер условной длиной 1200 мм с «П»-образными кольцевыми канавками....................................................................67
35. Рисунок 3.6 - Плунжер условной длиной 1500 мм с «П»-образными кольцевыми канавками....................................................................67
36. Рисунок 3.7 - Принципиальная схема расположения плунжеров в цилиндре при проведении испытаний................................................................70
37. Рисунок 3.8 - Ротационный вискозиметр Grace M5600........................72
38. Рисунок 3.9 - Зависимость динамической вязкости модельной жидкости 1 (смесь керосина 70% и гидравлического масла марки ВМГЗ-60 30%) от температуры.................................................................................72
39. Рисунок 3.10 - Зависимость динамической вязкости модельной жидкости
2 (гидравлическое масло марки ВМГЗ-60) от температуры.......................73
40. Рисунок 3.11 - Зависимость динамической вязкости модельной жидкости
3 (смесь индустриального масла марки И-40А 65% и гидравлического масла марки ВМГЗ-60 35%) от температуры.................................................73
41. Рисунок 3.12 - Зависимость динамической вязкости модельной жидкости 4 (индустриальное масло марки И-40А) от температуры..........................74
42. Рисунок 3.13 - Стенд для проведения исследований по определению утечек в паре «плунжер-цилиндр»...............................................................75
43. Рисунок 3.14 - Гидравлическая схема стенда по определению утечек в паре «плунжер-цилиндр».......................................................................76
44. Рисунок 4.1 - Зависимость статических утечек в паре «плунжер-цилиндр» @(лр) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре ЙИ......................................87
45. Рисунок 4.2 - Зависимость статических утечек в паре «плунжер-цилиндр» @(лр) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре Ш2.......................................88
46. Рисунок 4.3 - Зависимость статических утечек в паре «плунжер-цилиндр» @(лр) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре ЙЙ3......................................88
47. Рисунок 4.4 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1500 мм с желобчатыми канавками....................................................................................91
48. Рисунок 4.5 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1500 мм с «П»-образными канавками....................................................................................91
49. Рисунок 4.6 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре Ш1.......................................94
50. Рисунок 4.7 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре Ш2.......................................94
51. Рисунок 4.8 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(АР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре £113.......................................95
52. Рисунок 4.9 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(АР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере и с зазором в паре £114.......................................95
53. Рисунок 4.10 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) ~ /(А) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 900 мм с желобчатыми канавками....................................................................................98
54. Рисунок 4.11 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) ~ /(А) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1200 мм с желобчатыми канавками....................................................................................98
55. Рисунок 4.12 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) ~ /(А) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1500 мм с желобчатыми канавками....................................................................................99
56. Рисунок 4.13 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) ~ /(А) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 900 мм с «П»-образными канавками.....................................................................................99
57. Рисунок 4.14 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) ~ /(А) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1200 мм с «П»-образными канавками...................................................................................100
58. Рисунок 4.15 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) ~ /(А) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1500 мм с «П»-образными канавками...................................................................................100
59. Рисунок 4.16 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(АР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере, с зазором в паре £111.......................................103
60. Рисунок 4.17 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере, с зазором в паре Ш2.......................................103
61. Рисунок 4.18 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере, с зазором в паре £113.......................................104
62. Рисунок 4.19 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дP) = /(ДР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере, с зазором в паре £¿14.......................................104
63. Рисунок 4.20 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 900 мм с желобчатыми канавками...................................................................................107
64. Рисунок 4.21 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1200 мм с желобчатыми канавками...................................................................................107
65. Рисунок 4.22 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1500 мм с желобчатыми канавками..................................................................................108
66. Рисунок 4.23 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 900 мм с «П»-образными канавками..................................................................................108
67. Рисунок 4.24 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1200 мм с «П»-образными канавками..................................................................................109
68. Рисунок 4.25 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» ^(¿р) ~ /(Д) с диаметром плунжера 44 мм и длиной 1500 мм с «П»-образными канавками..................................................................................109
69. Рисунок 4.26 - Зависимость утечек в паре «плунжер-цилиндр» Q(дp) = /(АР) с диаметром плунжера 44 мм, желобчатыми канавками на плунжере и с зазором в паре £114........................11 2
70. Рисунок 4.27 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором АН, с условной длиной плунжера 900 мм и «П»-образными канавками...................................................................114
71. Рисунок 4.28 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором АН, с условной длиной плунжера 900 мм и желобчатыми канавками.................................................................114
72. Рисунок 4.29 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором АН, с условной длиной плунжера 1200 мм и «П»-образными канавками....................................................................115
73. Рисунок 4.30 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £И1, с условной длиной плунжера 1200 мм и желобчатыми канавками................................................................115
74. Рисунок 4.31 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором АН, с условной длиной плунжера 1500 мм и «П»-образными канавками...................................................................116
75. Рисунок 4.32 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £И1, с условной длиной плунжера 1500 мм и желобчатыми канавками................................................................116
76. Рисунок 4.33 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором Ш2, с условной длиной плунжера 1200 мм и «П»-образными канавками....................................................................118
77. Рисунок 4.34 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £112, с условной длиной плунжера 1200 мм и желобчатыми канавками.................................................................119
78. Рисунок 4.35 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £112, с условной длиной плунжера 1500 мм и «П»-образными канавками....................................................................119
79. Рисунок 4.36 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £112, с условной длиной плунжера 1500 мм и желобчатыми канавками................................................................120
80. Рисунок 4.37 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £113, с условной длиной плунжера 900 мм и желобчатыми канавками................................................................121
81. Рисунок 4.38 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором Ш3, с условной длиной плунжера 1500 мм и «П»-образными канавками...................................................................122
82. Рисунок 4.39 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором Ш:3, с условной длиной плунжера 1500 мм и желобчатыми канавками...............................................................122
83. Рисунок 4.40 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором £И4, с условной длиной плунжера 900 мм и желобчатыми канавками................................................................124
84. Рисунок 4.41 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором Ш:4, с условной длиной плунжера 1200 мм и желобчатыми канавками...............................................................124
85. Рисунок 4.42 - Зависимость статических утечек от вязкости модельной жидкости в насосе с зазором Ш:4, с условной длиной плунжера 1500 мм и желобчатыми канавками...............................................................125
86. Рисунок 4.43 - Сравнение объёмов ДК, уменьшающих подачу насоса №1 с зазором Ш1, давлением 15,10 МПа, условной длиной плунжера 1500 мм с желобчатыми канавками за один ход плунжера вверх при откачке жидкости с вязкостью 3 мПа-с........................................................................128
87. Рисунок 4.44 - Сравнение объёмов ДК, уменьшающих подачу насоса №2 с зазором Ш:4, давлением 10,03 МПа, условной длиной плунжера 1500 мм с «П»-образными канавками за один ход плунжера вверх при откачке жидкости с вязкостью 36,2 мПа-с.....................................................................128
88. Рисунок 4.45 - Сравнение объёмов АУ, уменьшающих подачу насоса №3 с зазором £112, давлением 10,03 МПа, условной длиной плунжера 900 мм с «П»-образными канавками за один ход плунжера вверх при откачке жидкости с
вязкостью 98,9 мПа-с.....................................................................129
89. Рисунок А.1 - График замера внутреннего диаметра цилиндра............173
90. Рисунок А.2 - Рабочий чертеж цилиндра........................................173
91. Рисунок Б.1 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с первоначальной группой зазора £111...................................................174
92. Рисунок Б.2 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с первоначальной группой зазора £112...................................................175
93. Рисунок Б.3 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с первоначальной группой зазора £113...................................................176
94. Рисунок Б.4 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с первоначальной группой зазора £114...................................................177
СПИСОК ТАБЛИЦ
1. Таблица 1.1 - Анализ межремонтного периода работы скважин, оборудованных УСШН, по крупным российским нефтяным компаниям с 2010 по 2023 год...................................................................................15
2. Таблица 1.2 - Основные технические характеристики цилиндров серийно изготавливаемых скважинных штанговых насосов российскими заводами......22
3. Таблица 1.3 - Основные технические характеристики плунжеров серийно изготавливаемых скважинных штанговых насосов российскими заводами......22
4. Таблица 1.4 - Максимальное и минимальное значение диаметрального зазора в паре "плунжер-цилиндр" штангового насоса по стандарту API..................23
5. Таблица 2.1 - Коэффициенты k и f для определения диаметра цилиндра в зависимости от его конкретного отрезка по длине...................................57
6. Таблица 2.2 - Исходные параметры для аналитической модели определения утечек в парах «плунжер-цилиндр»....................................................58
7. Таблица 2.3 - Объёмы статической V(AP)i и динамической V^j составляющих утечек, уменьшение объёма подачи AV за сутки работы насосов с выбранными геометрическими параметрами и условиями эксплуатации в литрах........................................................................................61
8. Таблица 3.1 - Геометрические параметры исследуемых плунжеров.........68
9. Таблица 3.2 - Максимальный и минимальный диаметральные зазоры А в паре «плунжер-цилиндр» с желобчатыми канавками на плунжере......................69
10. Таблица 3.3 - Максимальный и минимальный диаметральные зазоры в паре «плунжер-цилиндр» с «П»-образными канавками на плунжере...................69
11. Таблица 3.4 - Длина штока Ьшт в зависимости от длины плунжера ¿пл.. ..70
12. Таблица 3.5 - Средние диаметральные зазоры ACVk в паре «плунжер-цилиндр» исследуемых насосов..........................................................82
13. Таблица 4.1 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(aP) = f(AP) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» «44» габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 3 мПа-с..........89
14. Таблица 4.2 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^ДР) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» «44» габарита с «П»-образными канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 3 мПа-с..........89
15. Таблица 4.3 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^Д) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 3 мПа-с........................92
16. Таблица 4.4 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^Д) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с «П»-образными канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 3 мПа-с.........92
17. Таблица 4.5 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^ДР) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 36,2 мПа-с.......96
18. Таблица 4.6 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^ДР) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с «П»-образными канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 36,2 мПа-с......96
19. Таблица 4.7 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^Д) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 36,2 мПа-с...................101
20. Таблица 4.8 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^Д) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с «П»-образными канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 36,2 мПа-с.....101
21. Таблица 4.9 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^ДР) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 98,9 мПа-с.....105
22. Таблица 4.10 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^ДР) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с «П»-образными канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 98,9 мПа-с____105
23. Таблица 4.11 - Коэффициенты для уравнений линии тренда ^(¿р) ~ /(Д) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 98,9 мПа-с.... 110
24. Таблица 4.12 - Коэффициенты для уравнений линии тренда ^(¿р) ~ /(Д) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с «П»-образными канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 98,9 мПа-с. .110
25. Таблица 4.13 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = ^ДР) при испытаниях пары «плунжер-цилиндр» 44 габарита с желобчатыми канавками на плунжере на модельной жидкости с вязкостью 205,6 мПа-с... 112
26. Таблица 4.14 - Коэффициенты для уравнений линии тренда ^(¿р) = насосов с зазором АН, условными длинами плунжера 900 мм, 1200 мм и 1500 мм, с желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере в зависимости от давления насоса........................................................................117
27. Таблица 4.15 - Коэффициенты для уравнений линии тренда ^(¿р) = насосов с зазором Ш2, условными длинами плунжера 1200 мм и 1500 мм, с желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере в зависимости от давления насоса...........................................................................120
28. Таблица 4.16 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = насосов с зазором £113, условными длинами плунжера 900 мм и 1500 мм, с желобчатыми и «П»-образными канавками на плунжере в зависимости от давления насоса...........................................................................123
29. Таблица 4.17 - Коэффициенты для уравнений линии тренда Q(ДP) = насосов с зазором Ш:4, условными длинами плунжера 900 мм, 1200 мм и 1500 мм с желобчатыми канавками на плунжере в зависимости от давления насоса.............................125
30. Таблица 4.18 - Матрица применимости неизношенных (новых) конструкций скважинных штанговых насосов в зависимости от требуемого напора насоса и вязкости откачиваемой пластовой жидкости...................131
31. Таблица 4.19 - Матрица применимости изношенных конструкций скважинных штанговых насосов в зависимости от требуемого напора насоса и вязкости откачиваемой пластовой жидкости........................................134
ПРИЛОЖЕНИЕ А - Паспорт исследуемого цилиндра
(справочное)
Рисунок А.1 - График замера внутреннего диаметра цилиндра
ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Диаграммы изменения диаметрального зазора в парах «плунжер-цилиндр»
(справочное)
0,088
1 0,08
,,072 а
§ 0,064
00
5 § 0,056 Щ
10,048
£ 0,04 а
Ц0,032 0,024 0,016
0,3
3 0,25
<
& 0,2
1 0,15 и
е
& 0,1
<и
« 0,05
150
300 450 600
Условная длина плунжера, I, мм Минимальный диаметральный зазор для 1111 Максимальный диаметральный зазор для 1111 Диаметральный зазор в вертикальной плоскости до износа Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости до износа
750
900
0 150 300 450 600 750 900
Условная длина плунжера, I, мм Минимальный диаметральный зазор для 1111 Максимальный диаметральный зазор для Ш1 - - Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости после износа
• Диаметральный зазор в вертикальной плоскости после износа
Рисунок Б.1 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-
цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с
0
0
0,116 3 0,108
^ 0,1
<1
а 0,092 о
| 0,084 а 0,076
Щ
е 0,068
л &
<и
«
0,06 0,052 0,044 0,036
150 300 450 600
Условная длина плунжера, I, мм
—Минимальный диаметральный зазор для 1112 —Максимальный диаметральный зазор для 1112
— Диаметральный зазор в вертикальной плоскости до износа
— Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости до износа
750
900
0,22
I 0,2
< 0,18 ,р
о0,16
й
0,14
я 0,12
ь
алтр 0,1
ем0,08 аиД0,06 0,04 0,02
150
300 450 600
Условная длина плунжера, I, мм
Минимальный диаметральный зазор для Й12 Максимальный диаметральный зазор для Й12 Диаметральный зазор в вертикальной плоскости после износа • Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости после износа
750
900
Рисунок Б.2 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с первоначальной группой зазора Й12
0
0
0,146
0,066
0 150 300 450 600 750 900
Условная длина плунжера, I, мм Минимальный диаметральный зазор для Г113 Максимальный диаметральный зазор для Г113 • Диаметральный зазор в вертикальной плоскости до износа Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости до износа
0,266
0,066
0 150 300 450 600 750 900
Условная длина плунжера, I, мм Минимальный диаметральный зазор для Г113 Максимальный диаметральный зазор для Г113 Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости после износа
• Диаметральный зазор в вертикальной плоскости после износа
Рисунок Б.3 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с
первоначальной группой зазора ШЭ
0,16
а
^ 0,15
<1
» 0,14
СП
а
" 0,13
1 5 0,12
& 0,11 <и
§ 0,1 ¿а ,
0,09 0,08
150 300 450 600
Условная длина плунжера, I, мм
• Диаметральный зазор в вертикальной плоскости до износа Максимальный диаметральный зазор для Гй4 Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости до износа Минимальный диаметральный зазор для Гй4
750
900
0,37 I 0,33 < , 0,29 0,25
р о
'В 0,21 н
Й 0,17
Й 0,13
ем
Й 0,09
0,05
150
300
450
600
750
900
Условная длина плунжера, I, мм
Минимальный диаметральный зазор для Гй4 Максимальный диаметральный зазор для Гй4 • Диаметральный зазор в вертикальной плоскости после износа Диаметральный зазор в горизонтальной плоскости после износа
Рисунок Б.4 - Изменение диаметрального зазора по длине пары «плунжер-цилиндр» после проведения испытаний на изнашивание насоса с первоначальной группой зазора Ш4
0
0
ПРИЛОЖЕНИЕ В - Справка о внедрении результатов работы
в АО «Элкам-нефтемаш»
(обязательное)
Приложение
№8
ELKAA
AitEfflcial Lift'
МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
ИСХ. №
на №
от
от
В диссертационный совет 24.2.369.10 при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И,М. Губкина
119991, Москва, Ленинский проспект, д.65
«Справка о внедрении»
СПРАВКА
о внедрении результатов диссертационной работы Шанхулова Руслам» Маратовича
Настоящая справка выдана для предоставления в Диссертационный совет 24.2.369.10 по защитам докторских и кандидатских диссертаций по специальности 2.5.21. «Машины, агрегаты и технологические процессы», созданный при РГУ нефти и газа (МИУ) имени И.М. Губкина. Справка подтверждает, что полученные Шайхуловым P.M. результаты научных исследований (разработанные матрицы применимости неизношенных (новых) и изношенных конструкций скважинных штанговых насосов в зависимости от требуемого напора насоса и вязкости откачиваемой пластовой жидкости), проведённых в рамках выполнения диссергационной работы «Исследование влияния конструктивных параметров пары «плунжер-цилиндр» на величину утечек в скважинном штанговом насосе для добычи нефти», используются заводом АО «Элкам-нефтемаш» для формирования планов производства скважинных штанговых насосов для нефтяных компаний России и ближнего зарубежья.
Помощник генерального директора по техническим вопросам, к т.н.
Главный конструктор
АО ОЛКАМ-нафт«маи*»
614064, г Перчь, ул. Угоню«*, 156, оф. Кб Т» 17 (МП «1 5? 54, 53 .,2 «же: »7(1«] i« S3 14, 2Г) S3 53
инн уинапэм)' кпп vxxgiimi WAIbtKHft 6ЛНК ПАО СЬЦЫМ Г. ЕКАТЕРИНБУРГ ГИК 1ИМ77474
РА 4о;ог«юябя<!0057о; к* 301ш810%шхюат74
»С •• ELKAH ncftcmash -
156. tAcJlW йт, off -ЧУа, PeriVRLKUs. 6140Б4 Г« » 7 (342J 340 51 И, 74» 53 4? Км -T(J43)?44 53 54 Ж51Я
i ! 1 сГЭтм J
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.