CC BY
12НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
УДК 622.276.054.22
К.Р. Уразаков1, e-mail: ngpo_ugntu@mail.ru; Э.О. Тимашев2; Р.С. Тухватуллин1
1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Россия).
2 ПАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).
Устьевой пневмокомпенсатор штанговой скважинной насосной установки
Для выравнивания пульсаций давления в подъемном лифте и выкидной линии скважин, вызванных неравномерной подачей жидкости установками скважинных штанговых насосов, применяются внутрискважинные пневмокомпен-саторы. Существующие конструкции пневмокомпенсаторов имеют ряд недостатков, обусловленных, в том числе, необходимостью установки пневмокомпенсатора внутри скважины. Показано, что наиболее эффективная компенсация колебаний давления, регулирование характеристик пневмокомпенсатора при изменении технологического режима работы установки и техническое обслуживание пневмокомпенсатора возможны при его размещении на устье скважины.
В работе предложена принципиально новая конструкция пневмокомпенсатора, размещенного в непосредственной близости от устья скважины, позволяющая уменьшить амплитуду колебаний давления. Сглаживание колебаний давления жидкости в насосно-компрессорной трубе и выкидной линии скважины позволяет снизить перепад давления на плунжер и динамические нагрузки на головку балансира.
Проектирование деталей корпуса пневмокомпенсатора выполнено с помощью программного комплекса SolidWorks. В статье представлена методика проектирования оптимальных геометрических (внутреннего радиуса и толщины стенки корпуса) и технологических (давления и объема газа в газовой камере) параметров устьевого пневмокомпенсатора. Оценка напряженно-деформированного состояния устьевого пневмокомпенсатора с помощью программного комплекса ANSYS показала, что максимальные деформации и напряжения, возникающие на полусферах пневмокомпенсатора, находятся в допустимых пределах.
Ключевые слова: штанговая скважинная насосная установка, колебание давления, устьевой пневмокомпенсатор, ANSYS.
K.R. Urazakov1, e-mail: ngpo_ugntu@mail.ru; E.O. Timashev2; R.S. Tukhvatullin1
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Petroleum Technological University" (Ufa, Russia).
2 Rosneft Oil Company PJSC (Moscow, Russia).
Wellhead Pneumatic Compensator of the Sucker-Rod Pumping Unit
Downhole pneumatic compensators are used to equalize, in the lift and flow lines of wells, the pressure pulsations caused by the uneven fluid supply from the sucker-rod pumping units. Existing designs of pneumatic compensators have a number of disadvantages, including the need of their installation inside the well. At the same time, the placement of compensator at the wellhead gives the following advantages: the most effective compensation of pressure pulsations, the possibility of regulation of the pneumatic compensator characteristics according to changes in the process conditions, and the equipment maintenance. A revolutionary design of the pneumatic compensator installed in close vicinity of the wellhead is suggested in the article. The inert gas enclosed in the pneumatic compensator separates the liquid flow into two parts in the pipeline. The flow rate follows to the sinusoidal law in the inner part adjacent to the pump. The vibration amplitude decreases at the outer part, located behind the compensator, that leads to reducing the pressure differential at the ram and to decreasing the dynamic loads on the horsehead. The modelling of elements of the pneumatic compensator frame is performed with the SolidWorks software package. Design methods of optimal geometrical (inner radius and thickness of the frame wall) and technological (pressure and gas volume in the gas chamber) parameters of the wellhead pneumatic compensator are presented in the article. The estimation of the stress-strain state of the wellhead pneumatic compensator with the ANSYS software shows that the maximum deformations and stress in hemispheres of the pneumatic compensator are within the permissible limits.
Keywords: sucker-rod pumping unit, pressure pulsation, wellhead pneumatic compensator, ANSYS.
60
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
Одной из наиболее актуальных задач рентабельной разработки нефтяных месторождений, эксплуатируемых установками скважинных штанговых насосов (УСШН), является разработка новых и совершенствование применяемых технических средств, способствующих повышению эффективности работы насосного оборудования и увеличению межремонтного периода(МРП)его работы. В процессе работы УСШН наблюдаются колебания давления жидкости в насосно-ком-прессорных трубах (НКТ) и выкидной линии скважины, обусловленные неравномерностью подачи скважинно-го штангового насоса. Сглаживание колебаний давления жидкости в НКТ и на устье скважины позволяет избежать экстремальных давлений и тем самым уменьшить амплитуду нагрузок на штанги [1].
Характер колебаний давления на устье зависит от уровня газосодержания жидкости, тогда как амплитуда этих колебаний определяется диаметром и длиной выкидной линии, а также объемом жидкости, подаваемой глубинным насосом. На рис. 1 представлен пример изменения давления на устье. Участок аЬ соответствует поступлению жидкости из скважины при движении плунжера штангового насоса вверх Участок de характеризует поступление жидкости в выкидную линию в объеме погружающихся в жидкость штанг при ходе плунжера вниз t2. Участки Ьс и cd соответствуют поступлению в выкидную линию жидкости, выталкиваемой расширяющимся газом [2]. Для снижения колебаний давления жидкости в скважинах, эксплуатируемых УСШН, применяются пневмокомпенса-торы, представляющие собой газовые камеры, сообщенные с полостью НКТ и устанавливаемые обычно внутри скважины. Камеры являются аккумуляторами энергии сжатого газа при повышении давления жидкости в НКТ. В период снижения давления сжатый газ вытесняет порцию жидкости обратно в НКТ.
р
!•/.' I h t / Траектория движения плунжера Plunger motion path
Рис. 1. Изменение устьевого давления в скважинах, эксплуатируемых установкой скважинных штанговых насосов Fig. 1. Wellhead pressure changes in the wells operated by the sucker-rod pumping unit
Работа пневмокомпенсатора заключается в том, что выше места установки газовой камеры в НКТ создаются условия для выравнивания скорости потока и давления жидкости. Закон изменения этих величин за каждый полуцикл откачки из гармонического трансформируется в равномерный. Благодаря этому в середине хода штанг максимальная нагрузка уменьшается, а минимальная -увеличивается. Снижение амплитудных нагрузок на штанги благоприятно отражается на внешних показателях подъема нефти. Увеличивается подача насоса, повышается эксплуатационная надежность работы оборудования [3].
На сегодняшний день известно несколько видов конструкций внутрискважин-ных компенсаторов [4-8, 12]. Однако известные технические решения, несмотря на их эффективность, имеют определенные недостатки:
1) отсутствие эластичной перегородки в пневмокомпенсаторах,устанавливаемых в наклонно направленных скважинах, может являться причиной перетекания газа в камере пневмокомпенсатора через слой нефти в откачиваемую продукцию и выноса его на дневную поверхность, что может привести к снижению его демпфирующих свойств. Кроме того, при отсутствии перегородки возможно неконтролируемое заполнение камеры пневмокомпенсатора сепарированным из нефти газом;
2) рабочая камера пневмокомпенсатора имеет ограниченные размеры вследствие ограниченного поперечного сечения скважины;
3) установка пневмокомпенсаторов внутри скважины требует установки дополнительных патрубков для поддержания давления газа в газовой камере пнев-мокомпенсатора, а также ограничивает возможность визуального наблюдения и технического обслуживания пневмокомпенсатора.
Рис. 2. Схема монтажа пневмокомпенсатора
Fig. 2. Installation scheme of the pneumatic compensator
Ссылка для цитирования (for citation):
Уразаков К.Р., Тимашев Э.О., Тухватуллин Р.С. Устьевой пневмокомпенсатор штанговой скважинной насосной установки // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. No 12. С. 60-64.
Urazakov K.R., Timashev E.O., Tukhvatullin R.S. Wellhead Pneumatic Compensator of the Sucker-Rod Pumping Unit (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 12, P. 60-64.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
61
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
В целях устранения вышеперечисленных недостатков разработана конструкция пневмокомпенсатора, устанавливаемого на устье скважины [9].
ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТЬЕВОГО ПНЕВМОКОМПЕНСАТОРА УСШН
Разработанная установка пневмокомпенсатора на устье снимает ограничения, накладываемые на геометрические размеры рабочей камеры. Кроме того, конструкция снабжена разделительной диафрагмой для предотвращения попадания газа из рабочей камеры в откачиваемую жидкость. Устьевой пневмокомпенсатор устанавливается в непосредственной близости от устья скважины. Выкидная линия сообщена с полостью нижней полусферы пневмокомпенсатора, которая соединена и с затрубным пространством скважины через предохранительный клапан, предназначенный для сброса части откачиваемой жидкости при превышении допустимого уровня давления (рис. 2).
На рис. 3 представлена конструкция рабочей камеры пневмокомпенсатора. Пневмокомпенсатор состоит из двух полусфер 6 и 11, скрепленных между собой шпильками 10. Шарообразная рабочая камера содержит эластичную диафрагму 9. Стабилизатор 2 крепится к нижней части диафрагмы 9 с помощью болта 7. В верхней части диафрагма 9 зажимается крышкой 5, которая крепится к верхней полусфере с помощью болтов 4. Тем самым герметизируется внутренняя ее полость, которая заполняется предварительно сжатым нейтральным газом до давления, определяемого по рабочему давлению жидкости в нагнетательной линии. В нижней полусфере 6 крепится крышка 5, на которой располагаются манометр 3 и вентиль для закачки сжатого воздуха 2. Для защиты вентиля и манометра устанавливается колпак 1.
РАСЧЕТ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ ПНЕВМОКОМПЕНСАТОРА
Для расчета геометрических размеров пневмокомпенсатора определяется минимально необходимый объем рабочей камеры, вмещающей такую порцию жидкости, которой будет достаточно
AV = 0,267.02.S,
(1)
дине хода Р тах и начальным давлением газа в пневмокомпенсаторе Р0. В случае полного выравнивания скорости за камерой коэффициент неравномерности давления принимает минимальное значение [3]:
(2)
Рис. 3. Конструкция устьевого пневмокомпенсатора: 1 - защитный колпак; 2 - стабилизатор (вентиль для закачки сжатого воздуха); 3 -манометр; 4, 7 - болты крепления; 5 - крышка; 6 - нижняя полусфера; 8 - прорезиненный диск; 9 - эластичная диафрагма; 10 - шпильки крепления; 11 - верхняя полусфера Fig. 3. Design of wellhead pneumatic compensator:
1 - protective cap; 2 - stabilizer (valve for injection of compressed air); 3 - manometer; 4, 7 - mounting bolts; 5 - cover; 6 - lower hemisphere; 8 - rubber disk; 9 - elastic diaphragm; 10 - mounting studs; 11 - upper hemisphere
для выравнивания скорости потока за камерой. Исходя из предположения, что закон изменения скорости жидкости, нагнетаемой плунжером в трубы, является строго синусоидальным, можно получить выражение для объема жидкости, который должен войти в камеру в период повышения давления и выйти в момент его снижения. При этом расход жидкости за полуцикл должен оставаться постоянным:
Р' -Р
5 . =—^-^ ,
min р '
ср
где Рср - среднее давление. Величина коэффициента неравномерности давления 8mjn колеблется в пределах 0,1-0,35 в зависимости от режима откачки, вязкости среды и компоновки оборудования.
Уравнение для изотермического сжатия газа в камере:
PV0 = P' (V0 - AV),
0 0 max\ 0 ''
(3)
где V0 - начальный объем газа в пнев-мокомпенсаторе.
Из формул (1), (2) и (3) получаем уравнение для нахождения V0 [3]:
V0 = Ol-m + 0,084).
V min /
(4)
В зависимости от предельных давлений и подачи насоса начальное давление в пневмокомпенсаторах устанавливается обычно в диапазоне:
0,25P < P < 0,8P
' тяу П ' т
(5)
где Ртах - максимальное давление на устье скважины.
Для пневмокомпенсаторов, используемых в скважинах, оборудованных штанговыми установками, начальное давление в газовой камере рассчитывается согласно формуле:
где Dн - диаметр насоса; 5 - длина хода полированного штока. Основным параметром,характеризующим работу пневмокомпенсатора, является коэффициент неравномерности давления жидкости. Применительно к глубинно-насосной скважине этот коэффициент определяется отношением амплитуды давления (допустим, при ходе вниз) к среднему значению давления. Амплитуда давления определяется алгебраической разностью между максимальным давлением в сере-
P = 0,637P
0m
(6)
Подставляя (6) в (3), получаем выражение для определения максимального давления в газовой камере при поступлении жидкости в пневмокомпенсатор:
0,637Р
р' ___шах 0 (7)
тах V - Ы/ ' К '
Энергоемкость пневмокомпенсатора, определяющая эффективность его работы, рассчитывается по формуле:
U = PV.
00
(8)
62
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
Рис. 4. Разбиение верхней части корпуса на конечные элементы Fig. 4. Finite element fragmentation of the upper part of the frame
Рис. 5. Разбиение нижней части корпуса на конечные элементы Fig. 5. Finite element fragmentation of the lower part of the frame
Для расчета толщины стенки деталей корпуса устьевого пневмокомпенсатора определяется внутренний радиус рабочей камеры.
Радиус шарообразной рабочей камеры пневмокомпенсатора:
Ъ!Ш
/?= vp,
4я
(9)
где /0 - объем рабочей камеры пневмокомпенсатора.
Для полусферических частей корпуса устьевого пневмокомпенсатора, нагруженных давлением, толщина стенки будет рассчитываться по формуле [10]:
s = s + c,
р
(10)
где с - учитывающая коррозию толщина
стенки, равная 2 мм.
При этом 5 рассчитывается по формуле:
2ф[о] - 0,5/у
(11)
где [о] - предел прочности материала. Коэффициент запаса прочности конструкции определяется согласно выражению [11]:
П'^, (12)
шах
где отах - максимальные напряжения, возникающие в детали.
ПРИМЕР ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ УСТЬЕВОГО ПНЕВМОКОМПЕНСАТОРА ПРИ ПОМОЩИ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ANSYS Пример выполнен с использованием исходных данных станка-качалки 7СК8 при следующих технологических параметрах работы скважин:
• длина хода полированного штока S = 2,5 м;
• диаметр насоса Dii = 0,043 м;
• максимальное давление на устье P = 2 МПа;
max
• предел прочности стали [а] = 320 МПа. Расчетные величины, характеризующие геометрические и технологические параметры пневмокомпенсатора:
• начальный объем газа в пневмоком-пенсаторе /0 = 0,086 м3;
• начальное давление в газовой камере P0 = 1,27 МПа;
• максимальное давление газа в пнев-мокомпенсаторе P' = 1,58 МПа;
max
• энергоемкость пневмокомпенсатора U = 10320 Дж;
• радиус рабочей камеры пневмокомпенсатора R = 0,13 м;
• толщина стенок корпуса s = 0,012 м. Оценка напряженно-деформированного состояния устьевого пневмокомпенсатора проведена с помощью программного комплекса ANSYS. Для проектирования деталей корпуса используется программный комплекс SoLidWorks.
В программном комплексе ANSYS с помощью панели Mesh детали корпуса разбиты на конечные элементы (рис. 4-5). Расчет производится при условии, что на внутренние полости деталей корпуса пневмокомпенсатора действует усилие давления величиной p = 1,58 МПа.
m rmax
Графическое отображение результатов расчетов в виде распределения деформаций и напряжений, возникающих в деталях корпуса, представлено на рис. 6-9.
По исходным данным в программном комплексе ANSYS получены следующие значения максимальных напряжений, возникающих в деталях корпуса устьевого пневмокомпенсатора:
• максимальное напряжение в верхней части корпуса omax = 78,289 МПа (коэффициент прочности n = 6,74);
Рис. 6. Деформация верхней части корпуса Fig. 6. Deformation of the upper part of the frame
Рис. 7. Напряжения, возникающие в верхней части корпуса
Fig. 7. Stress in the upper part of the frame
Рис. 8. Деформация нижней части корпуса Fig. 8. Deformation of the lower part of the frame
Рис. 9. Напряжения, возникающие в нижней части корпуса
Fig. 9. Stress in the Lower part of the frame
• максимальное напряжение в нижней части корпуса omax = 48,202 МПа (коэффициент прочности n = 4,09).
ВЫВОДЫ
1. Разработана конструкция и спроектированы детали устьевого пневмокомпенсатора, предназначенного для
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
63
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
сглаживания колебания давления в выкидной линии скважин,оборудованных штанговыми установками. 2. Представлена методика проектирования технологических и геометрических параметров устьевого пневмокомпен-сатора.
3. Произведена оценка напряжений и деформаций, возникающих в корпусе устьевого пневмокомпенсатора в условиях, близких к рабочим. Результаты численного моделирования при помощи программного комплекса ANSYS показали, что максимальные деформации и на-
пряжения корпуса пневмокомпенсатора находятся в допустимых пределах, а коэффициенты запаса прочности деталей, составляющие 6,74 для верхней части корпуса и 4,09 для нижней, являются достаточно высокими и обеспечивают надежную работу пневмокомпенсатора.
Литература:
1. Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р., Ризванов Р.Р. Новая конструкция насосной штанги // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 4. С. 66-73.
2. Касымов Ш.А., Наджимитдинов А.Х., Бахир В.М. Исследования колебаний устьевого давления на скважинах, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами // Нефтепромысловое дело. 1974. № 8. С. 12-14.
3. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С. и др. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / Под ред. М.Д. Валеева. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 303 с.
4. Скважинная штанговая насосная установка: авт. свид. 931961 СССР: МКИ3 F 04 B 47/02 / Репин Н.Н., Николаев Г.И., Уразаков К.Р. и др.; заявитель Башкирский гос. науч.-иссл. и проектный ин-т нефтяной промышленности; № 3219060/25-06; заявл. 15.12.1982; опубл. 30.05.1982, Бюл. № 20. 3 с.
5. Скважинная штанговая насосная установка: авт. свид. SU 1101583 A СССР: МКИ3 2F 04 B 47/02 / Кагарманов Н.Ф., Уразаков К.Р., Минликаев В.З. и др.; Мардаганеев Р.М.; заявитель Башкирский гос. науч.-иссл. и проектный ин-т нефтяной промышленности; № 3581344/25-06; заявл. 20.04.1983; опубл. 07.07.1984, Бюл. № 25. 3 с.
6. Скважинная штанговая насосная установка: авт. свид. SU 1204792 А СССР: МКИ3 F 04 B 47/02 / Ахмадишин Р.З., Уразаков К.Р., Сыртланов А.Ш.; заявитель Башкирский гос. науч.-иссл. и проектный ин-т нефтяной промышленности «БашНИПИнефть»; № 3768779/25-06; заявл. 12.07.1984; опубл. 15.01.1986, Бюл. № 2. 3 с.
7. Скважинная штанговая насосная установка: пат. RU 2209341 C1 Российская Федерация: МПК7 F 04 B 47/02 / Уразаков К.Р., Жулаев В.П., Агамалов Г.Б. и др.; патентообладатель Дочернее общество с ограниченной ответственностью «Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти» ОАО «Акционерная нефтяная компания «Башнефть»; № 2002112124/06; заявл. 06.05.2002; опубл. 27.07.2003, Бюл. № 21. 5 с.
8. Скважинная штанговая насосная установка: пат. RU 2418941 C1 Российская Федерация: МПК7 E 21 B 43/00 / Уразаков К.Р., Масленников Е.П., Шайхулов А.М. и др.; патентообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть»; № 2010100862/03; заявл. 12.01.2010; опубл. 12.05.2011, Бюл. № 14. 5 с.
9. Скважинная штанговая насосная установка: пат. RU 164585 U1 Российская Федерация: МПК7 E 21 B 43/00 (2006.01), F 04 B 47/02 (2006.01) / Уразаков К.Р., Тухватуллин Р.С., Молчанова В.А. и др.; патентообладатель ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»; № 2015140114/03; заявл. 21.09.2015; опубл. 10.09.2016, Бюл. № 25. 6 с.
10. Балденко Ф.Д. Расчеты бурового оборудования. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 428 с.
11. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. М.: Изд-во стандартов, 1989. 73 с.
12. Уразаков К.Р. Механизированная добыча нефти. Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. 327 с.
References:
1. Bakhtizin R.N., Urazakov K.R., Rizvanov R.R. New Sucker Rod Design. Elektronnyi nauchnyi zhurnal "Neftegazovoe delo" = The electronic scientific journal "Oil and Gas Business", 2011, No. 4, P. 66-73. (In Russian)
2. Kasymov Sh.A., Nadzhimitdinov A.Kh., Bakhir V.M. Research of Wellhead Pressure Fluctuations on Wells operated by Sucker-Rod Pumping Unit. Neftepromyslovoe delo = Petroleum Engineering, 1974, No. 8, P. 12-14.
3. Urazakov K.R., Bogomolny E.I., Seytpagambetov Zh.S., et al. Pumping Output of High-Viscosity Oil from Inclined and Watered Wells. Moscow, Nedra-Bisnestsentr, 2003, 303 p. (In Russian)
4. Repin N.N., Nikolaev G.I., Urazakov K.R., et al. Sucker-Rod Pumping Unit: author certificate 931961 USSR. MKI3 F 04 B 47/02. Applicant Bashkir State Scientific-Research and Design Institute of Oil Industry, No. 3219060/25-06, Appl. 15.12.1982, publ. 30.05.1982, Bull. No. 20, 3 p. (In Russian)
5. Kagarmanov N.F., Urazakov K.R., Minlikaev V.Z., et al. Sucker-Rod Pumping Unit: author certificate SU 1101583 A USSR. MKI3 2F 04 B 47/02. Applicant Bashkir State Scientific-Research and Design Institute of Oil Industry, No. 3581344/25-06, appl. 20.04.1983, publ. 07.07.1984, Bull. № 25, 3 p. (In Russian)
6. Akhmadishin R.Z., Urazakov K.R., Syrtlanov A.Sh. Sucker-Rod Pumping Unit: author certificate SU 1204792 A USSR. MKI3 F 04 B 47/02. Applicant Bashkir State Scientific-Research and Design Institute of Oil Industry "BashNIPIneft", No. 3768779/25-06, appl. 12.07.1984, publ. 15.01.1986, Bull. No. 2, 3 p. (In Russian)
7. Urazakov K.R., Zhulaev V.P., Agamalov G.B., et al. Sucker-Rod Pumping Unit: pat. RU 2209341 C1 Russian Federation. MPK7 F 04 B 47/02. Patent holder Subsidiary LLC "Bashkir Research and Design Petroleum Institute" of Joint Stock Oil Company Bashneft OJSC, No. 2002112124/06, appl. 06.05.2002, publ. 27.07.2003, Bull. № 21, 5 p. (In Russian)
8. Urazakov K.R., Maslennikov E.P., Shaikhulov A.M., et al. Sucker-Rod Pumping Unit: pat. RU 2418941 C1 Russian Federation. MPK7 E 21 B 43/00. Patent holder RN-UfaNIPIneft LLC, No. 2010100862/03, appl. 12.01.2010, publ. 12.05.2011, Bull. № 14, 5 p. (In Russian)
9. Urazakov K.R., Tukhvatullin R.S., Molchanova V.A., et al. Sucker-Rod Pumping Unit: pat. RU 164585 U1 Russian Federation. MPK7 E 21 B 43/00 (2006.01), F 04 B 47/02 (2006.01). Patent holder Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education Ufa State Petroleum Technological University, No. 2015140114/03, appl. 21.09.2015, publ. 10.09.2016, Bull. № 25, 6 p. (In Russian)
10. Baldenko F.D. Drilling Equipment Calculations. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2012, 428 p. (In Russian)
11. State Standard GOST 14249-89. Reservoirs and Equipment. Norms and Methods of Durability Calculation. Moscow, Publishing House of Standards, 1989, 73 p.
12. Urazakov K.R. Mechanized Oil Production. Ufa, Oil and Gas Business, 2010, 327 p. (In Russian)
64
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
