Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей

Диссертация: Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Известные конструкции газосепараторов центробежного типа, как отечественных, так и зарубежных, являются недостаточно надежными или эффективными в широком диапазоне подач насосов. Также применение газосепаратора приводит — к уменьшению использования полезной работы газа ^ в насосно-компрессорных трубах (НКТ), поскольку отсепарированный на приеме насоса газ отводится в кольцевое пространство… Читать ещё >

Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Введение. 1. Обзор исследований работы центробежных насосов на многокомпонентных смесях
    • 1. 1. Анализ литературных данных о работе погружных центробежных насосов на водонефтегазовых смесях
    • 1. 2. Анализ известных методов защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа
    • 1. 3. Обзор центробежных газосепараторов современного рынка
    • 1. 4. Постановка основных задач исследований
  • 2. Исследование характеристик открытолопастных центробежных насосов на ГЖС
    • 2. 1. Особенности конструкции ступеней погружных центробежных насосов для эксплуатации нефтяных скважин
    • 2. 2. Описание ступеней с открытыми рабочими колесами
    • 2. 3. Исследование работы открытолопастных ступеней при откачке газожидкостных смесей
  • Выводы к главе 2. 3. Разработка и исследование новых газосепараторов к УЭЦН групп 4, 5, 5А,
    • 3. 1. Разработка схем проточной части газосепараторов и газосепараторов — диспергаторов нового поколения к УЭЦН групп 4,
    • 5. 5. А,
    • 3. 2. Стенд для исследования газосепараторов групп 4, 5, 5А и методика проведения испытаний
    • 3. 3. Разработка и исследования газосепаратора к УЭЦН группы
    • 3. 4. Разработка и исследования газосепаратора — диспергатора к УЭЦН группы 5(5 А) — ГДН5(5А)
    • 3. 5. Разработка газосепаратора — диспергатора к УЭЦН группы
    • 3. 6. Стендовые исследования газосепаратора к УЭЦН группы
  • Выводы к главе 3
  • 4. Исследование характеристик центробежных газовых сепараторов различных конструкций
    • 4. 1. Обзор испытанных газосепараторов группы
    • 4. 2. Результаты испытаний газосепараторов группы
    • 4. 3. Обзор испытанных газосепараторов группы 5А
    • 4. 4. Результаты испытаний газосепараторов группы 5А
    • 4. 5. Получение характеристик газосепараторов на воде
  • Выводы к главе 4
  • 5. Практическое применение результатов диссертационных исследований
    • 5. 1. Схемы погружных насосных установок для эксплуатации скважин с повышенным газосодержанием в откачиваемой продукции
    • 5. 2. Оценка целесообразности оснащения УЭЦН газосепаратором
    • 5. 3. Промышленное внедрение в скважинах
  • Выводы к главе 5

Одним из основных в нефтедобывающей промышленности России является способ эксплуатации скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми в настоящее время добывается более 70% нефти в нашей стране. К примеру, в ОАО «Юганскнефтегаз» установками ЭЦН добывается 95% всей нефти.

Значительная доля скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), эксплуатируется при высоких входных газосодержаниях, что приводит к существенному снижению развиваемого давления и подачи скважинной продукции. Нередки случаи, когда повышенное газосодержание на приеме насоса приводит к срыву подачи установки.

В наклонно направленных скважинах глубина спуска УЭЦН часто ограничивается интенсивным набором кривизны нижней части ствола. На ряде месторождений причиной уменьшения глубины спуска насосов является высокая температура пласта, отрицательно влияющая на надежность двигателя и электрического кабеля УЭЦН. Кроме того, с уменьшением глубины спуска насосов, как показали исследования /7, 37, 148 и др. /, повышается межремонтный период работы скважин, что объясняется снижением действующих на погружной агрегат значений температуры и давления, а также уменьшается вынос механических примесей. Однако минимизация подвески влечет за собой возрастание газосодержания откачиваемой смеси.

Поэтому, с учетом вышесказанного, разработка мероприятий по защите ЭЦН от вредного влияния свободного газа является важной задачей.

Существуют различные способы защиты ЭЦН от отрицательного влияния свободного газа на его работу. Анализ показал, что наиболее эффективным способом защиты ЭЦН от вредного влияния газа является применение газосепараторов центробежного типа.

Известные конструкции газосепараторов центробежного типа, как отечественных, так и зарубежных, являются недостаточно надежными или эффективными в широком диапазоне подач насосов. Также применение газосепаратора приводит — к уменьшению использования полезной работы газа ^ в насосно-компрессорных трубах (НКТ), поскольку отсепарированный на приеме насоса газ отводится в кольцевое пространство скважины. Поэтому важным является вопрос, при каких условиях применения газосепаратора повышает эффективность работы системы насос-лифт в целом, а при каких нет.

Учитывая изложенное выше, целью данной диссертации является повышение эффективности эксплуатации скважин установкам погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) при откачке газожидкостной смеси (ГЖС). Для ее достижения были проведены исследования открытолопастных колес, газосепараторов, разработаны, испытаны и внедрены газосепараторы группы 4, 5, 5А и 8, также определение области эффективного их применения.

Для решения указанных проблем автором выполнен большой объем экспериментальных исследований. Эксперименты проводились как в лаборатории на специально созданных стендах, так и в реальных промысловых условиях. В результате исследований были разработаны и защищены 0 патентами РФ центробежные газосепараторы к насосам групп 4, 5, 5А и 8. Из анализа патентной и технической литературы установлено, что наши разработки опережают аналогичные зарубежные прототипы и исследования на несколько лет.

Проведенные исследования работы серийно выпускаемых российскими и зарубежными производителями газосепараторов позволили установить целый ряд неизвестных ранее закономерностей. На основе обнаруженных эффектов разработаны и запатентованы новые технические решения, в частности, использование высокоэффективного диспергатора в сепараторах ГДН5(5А). Исследования показали, что сепаратор ГДН5(5А) значительно эффективнее своих отечественных и иностранных прототипов.

Широкое промышленное использование результатов исследований ^ осуществляется в настоящее время в скважинах акционерных обществ «Самотлорнефтегаз», «Юганскнефтегаз» и «Южореибургнефть».

Промышленное применение новых центробежных газосепараторов, разработанных при выполнении данной диссертационной работы, позволило впервые успешно перевести ряд скважин на механизированную добычу нефти при помощи установок ЭЦН в осложненных условиях (газовый фактор 3 001 000 м3/м3). В ряде случаев внедрение новых разработок позволило перевести режим работы ЭЦН в оптимальный, облегчить освоение и вывод скважин на режим, эффективно эксплуатировать установки в условиях нестационарной разработки и при высоких входных газосодержаниях.

Серийный выпуск оборудования для установок погружных ЭЦН на лицензионной основе в настоящее время производится на заводах ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь», ОАО «АЛНАС» и ОАО «ОКБ БН КОННАС».

В диссертационной работе приведены исследования влияние расходного газосодержания на характеристики погружных насосов с открытолопастными колесами при откачке газожидкостных смесей. Установлены преимущества открытолопастных колес по сравнению с центробежными ступенями классической формы, как при откачке жидкости, так и при откачке Щ газожидкостных смесей (ГЖС). Открытые каналы открытолопастных колес позволят работать в скважинах с высоким газовым фактором, а также в скважинах, эксплуатация которых осложнена высоким выносом механических примесей.

Автор выражает свою искреннюю благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Дроздову А. Н., а также членам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, во главе с их лидером профессором И. Т. Мищенко за оказанную помощь и ценные советы при выполнении всех этапов работы. Особая благодарность выражается сотрудникам центра НТТМ «СМЕНА» РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина за помощь в проведении экспериментальных и ^ промысловых исследований.

Основные результаты и выводы работы сводятся к следующему:

1. Впервые исследовано влияние свободного газа на характеристики погружных насосов с открытолопастными колесами. Установлены преимущества открытолопастных ступеней по сравнению с центробежными ступенями классической формы, как при откачке жидкости, так и при откачке газожидкостных смесей. Было также выявлено, что насос ЭН05А-250 менее восприимчив к попаданию в него свободного газа по сравнению с насосом ЭЦН5А-250.

2. Изучен промысловый опыт применения центробежных газосепараторов в нефтяных скважинах. Особое внимание уделялось «полетным» газосепараторам — были выявлены основные проблемные узлы и причины. В дальнейшем были произведены расчеты основных узлов и даны рекомендации по области применения разработанных газосепараторов к УЭЦН.

3. Проведены исследования эффективности ряда конструкций газосепараторов к погружным центробежным насосам отечественного и зарубежного производства. Результаты исследований позволяют промысловым работникам выбрать наиболее эффективный газосепаратор в конкретных условиях эксплуатации скважин установками ЭЦН.

4. Разработаны современные газосепараторы с учетом эксплуатации их в осложненных условиях (высокое входное газосодержание, значительное количество механических примесей в откачиваемой продукции и т. д.). Расширение области применения в погружной насосной установке с применением ГС группы 4, 5, 5А и 8 достигается усовершенствованием кавернообразующего колеса и определения для каждого типоразмера его основных параметров. Дополнительные газовые суперкаверны формируются за счет оптимального положения расположением лопастей кавернообразующего колеса по отношению к ребрам барабана.

5. Расширение функциональных возможностей разработанных газосепараторов достигается тем, что в конструкции использован эффективный диспергатор. Таким образом, предложенное техническое решение позволяет значительно снизить объемное содержание свободного газа и уменьшить размеры его пузырьков в газожидкостной смеси, поступающей на вход погружного насоса.

6. Разработанные газосепараторы превосходят по сепарационным свойствам свои российские и зарубежные аналоги. Газосепаратор к насосам группы 4 близок по газоотделению к известным сепараторам 5 типоразмера.

7. В результате применения опытных образцов и первых промышленных партий газосепараторов — диспергаторов на месторождения НГДУ «Южоренбургнефть», ОАО «Самотлорнефтегаз» и в ОАО «Юганскнефтегаз» в 15 скважинах общий прирост нефтедобычи составил 370 т/сут.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А. с. СССР № 109 579. Погружной центробежный электронасос. /Авт. изобрет. Ляпков П. Д. Заявл. 1.11.1954, опубл. 15.02.1958, Ляпков П. Д.
  2. А.с. СССР № 1 521 918. Стенд для испытаний газосепараторов /Авт. изобрет. Дроздов А. Н., Васильев М. Р., Варченко И. В. и др. М. кл. F 04 D 15/00, заявл. 25.08.1987, опубл. 15.11.1989, Б.И. № 42.1
  3. А.с. СССР № 153 889. Способ эксплуатации скважин с большим газовым фактором погружными центробежными электронасосами /Авт. изобрет. Листенгартен Л. Б., Багиев А. Д., Гасанов Р. Ф. и др. Заявл. 30.07.1962, опубл. в Б.И. № 8, 1963.
  4. А.с. СССР № 1 752 941. Скважинный газосепаратор /Авт. изобрет. Подкорытов С. М., Афанасьев В. А, Захаров В. А. Заявл. 22.05.1990, опубл. в Б.И. № 29, 1992.
  5. Абразивное изнашивание газопромыслового оборудования. М., «Недра», 1977 207 с. Авт., Бирюков В. И., Виноградов В. Н., Мартиросян М. М., Михайлычев В.Н.
  6. Ш. Р., Карелина Н. И., Дружинин Е. Ю. Условия наибольших наработок погружных лопастных насосов для добычи нефти при повышенном газосодержании на входе — Бурение и нефть, 2004, № 11, с. 14 — 17.
  7. .А., Кремер Д. М. Оптимизация подбора центробежных насосов с учетом надежности погружного оборудования для нефтяных скважин объединения Азнефть. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1982, № 7, с. 37−39.
  8. Г. И. Работа погружных центробежных насосов на многокомпонентных смесях. Дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 1971. — 116 с.
  9. Ю.Аксенов Г. И., Максимов В. П. Методика анализа работы погружного центробежного насоса в скважине. Нефть и газ Тюмени, 1971, вып. 10, с. 44 -45.
  10. Щ П. Алибеков Б. И., Листенгартен Л. Б., Чубанов О. В. Экспериментальное исследование работы погружного центробежного насоса на воздуховодяных смесях. Изв. ВУЗов, серия «Нефть и газ», 1963, № 11, с. 117−120
  11. З.С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора, Печорское время, 2002 г.
  12. А. Н. Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, 1973, № 4, с. 46 — 49.
  13. Атнабаев 3. М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН. Нефтяное хозяйство, 2001, № 4, с. 72 — 74.
  14. В.А. и др. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими устройствами на месторождениях Западной Сибири. «Нефтепромысловое дело» № 12, 1979 г.
  15. С.Г., Володин В. Г. О причинах срыва подачи при работе центробежного насоса на газожидкостных смесях. Машины и нефтяное оборудование, 1976, № 6, с. 21 — 22.
  16. С.Г. Исследование влияния свободного газа на работу центробежного насоса при перекачке газожидкостных смесей по промысловым трубопроводам. Дис. канд. техн. наук. — Уфа, 1979. — 160 с.
  17. А.А. Погружный центробежные электронасосы для добычи нефти. -Недра, 1968.-270 с.
  18. А. А., Розанцев В. Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты, ВНИИОЭНГ, Москва, 1972
  19. Ю. И. Экспериментальное исследование газонефтяного потока в лифтовых трубах. Дис.. канд. техн. наук. — Куйбышев, 1975. — 169 с.
  20. А.А., Кезь А. Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. Тр. /ВНИИ, 1974, вып. 51, с. 17 — 30.
  21. Ю. Н., Максутов Р. А., Башкиров А. И. Экспериментальное изучение структуры нефтегазового потока в фонтанной скважине. Нефтяное хозяйство, 1961, № 4, с. 41- 44.
  22. B.C. О надежности промыслового оборудования при исследованиях насосно-эжекторных систем «Тандем» на Фаинском месторождении НГДУ «Юганскнефть» // НИСОНГ 2003 г., № 4, с. 42.
  23. B.C. Разработка технологии применения погружных насосных и насосно-эжекторных систем для эксплуатации скважин и повышения нефтеотдачи. Дис. канд. техн. наук. — М., 2004.
  24. B.C. Результаты промышленного внедрения технологии «Тандем» на Лугинецком месторождении // Нефтепромысловое дело 2003 г., № 9, с. 19.
  25. B.C., Дроздов А. Н., Деньгаев А. В. и др. Промысловые исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» в ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство 2005 г., № 2, с.96−99.
  26. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими устройствами на месторождениях Западной Сибири/Афанасьев В. А. Елизаров А.В., Максимов В. П. и др. — Нефтепромысловое дело, 1979, № 12, с. 23−24-
  27. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины /Дроздов А. Н., Игревский В. И., Ляпков П. Д., Филиппов В. Н. Обзорная инф., серия «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 11, 50 с.
  28. ГОСТ 6134–71. Насосы динамические. Методы испытаний: Взамен ГОСТ 6134–58. Введ. 01.07.73. — Переизд. Ноябрь 1978 с изм. № 1. — 56 с. УДК 621.65.001.4:006.354 Группа Г89 СССР.
  29. О. Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу ступени погружного электроцентробежного насоса. Тр. /БашНИПИнефть, 1973, вып. 34, с. 36−49.
  30. О.Г. Исследование особенностей эксплуатации погружными центробежными насосами нефтяных скважин, содержащих в продукции газовую фазу. Дис. канд. техн. наук. — Уфа, 1972. — 148 с.
  31. О.Г., Хангильдин И. Г., Каплан Л. С. Погружной центробежный насос. Авт. свид. № 494 536, 1975 г.
  32. Г. И. Экспериментальные исследования работы центробежного насоса АЯП-150 на водонефтяных эмульсиях без газа и со свободным газом. Нефтепромысловое дело, № 6, 1972, с. 19−23
  33. Н.Е. Центробежные насосы с открытыми рабочими колесами для эксплуатации нефтяных скважин. Дис. канд. техн. наук. — М., 1965. — 155 с.
  34. А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. Москва, Наука, 1995 г.
  35. А. Н., Дроздов А. Н., Игревский В. И. Промысловые испытания газосепаратора МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 1994, № 5, с. 60 — 62.
  36. В. Осложнения при эксплуатации УЭЦН Бурение и нефть, 2004, № 10, с.18−22.
  37. А.В. • Исследование характеристик открытолопастных ступеней центробежных насосов при откачке газожидкостных смесей — Бурение и нефть, 2003, № 9, с.29−31.
  38. А.В. Исследование характеристик центробежно-вихревых ступеней при откачке газожидкостных смесей — Нефть, газ и бизнес, Научно-техническое приложение, 2004, № 1 с.64−67.
  39. А.В., Дроздов А. Н., Вербицкий B.C. Испытания газосепараторов габарита 5А к погружным центробежным насосам/ Нефтяное хозяйство, 2004, № 6, с.96−99.
  40. А.В., Дроздов А. Н., Вербицкий B.C.- Испытания газосепараторов различных конструкций к погружным центробежным насосам/— Нефтепромысловое дело, 2004, № 4, с.49−54.
  41. А.В., Дроздов А. Н., Вербицкий B.C., Маркелов Д. В. Эксплуатация скважин, оборудованных высокопроизводительными УЭЦН с газосепараторами Бурение и нефть, 2005, № 2, с. 10 — 13.
  42. А. Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику погружного центробежного насоса. Нефтепромысловое дело, 1982, № 5, с. 19−21.
  43. А. Н. Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси. М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1994. — 29 с.
  44. А. Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дис. канд. техн. наук. — М., 1982. — 212 с.
  45. А. Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. -Дис.. докт. техн. наук. М., 1997.272 с.
  46. А. Н., Игревский В. И. Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 1994, № 8, с. 44 — 48.
  47. А.Н. Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси. Нефтепромысловое дело, 1981, № 12, с.9−11.
  48. А.Н. Исследование работы установок погружных центробежных насосов фирмы «РЭДА». Часть 1. Нефтяное хозяйство, 1994, № 10, с. 47.
  49. А.Н. Исследование работы установок погружных центробежных насосов фирмы «РЭДА». Часть 2. Нефтяное хозяйство, 1995, № 1 — 2, с.ЗО.
  50. А.Н. Исследование работы установок погружных центробежных насосов фирмы «РЭДА». Часть 3. Нефтяное хозяйство, 1995, № 5 — 6, с. 70.
  51. А.Н., Андриянов А. В. Опытно-промышленное внедрение погружных насосно-эжекторных систем в НГДУ «Федоровкснефть». -Нефтяное хозяйство, 1997, № 1, с. 51 54.
  52. А.Н., Бахир С. Ю. Особенности эксплуатации погружных насосных и насосно-эжекторных систем на Талинском месторождении. Нефтепромысловое дело, 1997, № 3, с. 9 16.
  53. А.Н., Вербицкий B.C. Деньгаев А. В. Перспективы применения погружных насосно-эжекторных систем в добыче нефти — НефтеРынок, 2004, № 5, с. 76−81.
  54. А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев А. В. Применение насосно-эжекторных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации // Нефтепромысловое оборудование, 2004, № 3, с. 31 46.
  55. А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев А. В. Погружные насосы и насосно-эжекторные системы — новые возможности в нефтегазодобыче, нефтеотдаче и нефтегазосборе — Научно-технический вестник НК «ЮКОС» 2004, № 10 с.3−9.
  56. А.Н., Демьянова JT.A. Исследования процесса эжектирования струйного аппарата при истечении через сопло газожидкостной смеси. -Нефтепромысловое дело, 1994, № 3 4, с. 12.
  57. А.Н., Демьянова JT.A. Исследования работы струйного аппарата при различных длинах камеры смешения и эжектировании струей жидкости газожидкостной смеси. Нефтепромысловое дело, 1994, № 6, с. 4 — 7.
  58. А.Н., Ляпков П. Д., Игревский В. И. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости. Нефтепромысловое дело, 1982, № 10, с. 16 — 18.
  59. А.Н., Мохов М. А., Алияров Э. Г. Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1997, № 8, с. 44−47.
  60. А.Н. Влияние свободного газа на характеристики погружных насосов. Нефтяное хозяйство, 2003, № 1, с. 66−70.
  61. Ю. В., Балакирев Ю. А. Добыча нефти и газа. М.:Недра, 1981.- 384 с.
  62. В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин. Дис.. канд. техн. наук. — М., 1977. — 192 с.
  63. JI. В. Экспериментальные исследования влияния свободного газа на характеристики многоступенчатых погружных центробежных и центробежно-вихревых насосов. Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа, 2002 г., № 3, с. 35 — 42.
  64. JI. В., Макаров Е. М. Сравнительные испытания новой конструкции газосепаратора к погружному центробежному насосу. -Тез. докл., 50 Межвузовская студенческая науч. конф., 24 26 апр. 1996 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
  65. JI.B. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. — Дис.. канд. техн. наук. -М., 2001.
  66. Интенсификация работы глубинонасосных скважин. Уфа, Башкирское книжное издательство, 1970, 72 с. Авт.: В. В. Девликамов, СЛ. Олифер, и др.
  67. Исследование работы ЭЦН5−80−800 с диспергирующим устройством при откачке многокомпонентной смеси /Репин Н. Н., Гафуров О. Г., Асылгареев А. Н., Миронов Ю. С. Тр. /БашНИПИнефть, 1973, вып. 34, с. 68−73.
  68. К анализу рабочих характеристик центробежных погружных насосов для малодебитных скважин. О. М. Перельман, И. П. Трясцын, Д. Ю. Мельников и др. Нефтепромысловое дело, 1999, № 2.
  69. К методике построения характеристики погружного центробежного насоса при работе его на многокомпонентной смеси /Аксенов Г. И., Голиков В. И., Елизаров А. В., Максимов В. П. Нефть и газ Тюмени, 1971, вып. 9, с. 57 — 60.
  70. Каталог ОАО «ЛЕМАЗ» М.: Международный выставочный центр, 2001
  71. Каталог продукции ЗАО «Новомет» Пермь: ЗАО «Новомет», 2004
  72. Каталог продукции и сервиса ОАО «АЛНАС» Альметьевск: ОАО «АЛНАС», 2004
  73. Каталог продукции ОАО «Борец» М.: ОАО «Борец», 2004
  74. КезьА.Н., Ростэ З. А. Результаты испытания установки УЭЦН6−350−650.-Нефтяное хозяйство, 1969, № 8, с. 47 50.
  75. А.Н., Ростэ З. А. Изучение закономерностей работы центробежной электроустановки УЭЦН 160−750. — Нефтяное хозяйство, 1968, № 7, с. 41 — 45.
  76. Г. Н., Камалов P.P. Результаты промысловых испытаний погружного центробежного насоса ЭЦН5−80−800. Нефтяное хозяйство, 1967, № 6, с.45−50.
  77. Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок/ Дарищев В. И., Ивановский Н. Ф., Ивановский В. Н. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — 84 с.
  78. И.В. Трение и износ. М., «Машиностроение», 1968., 480 с
  79. Е. М., Калинина 3. П. Пенообразующие свойства нефти Дагестана. -Нефтепромысловое дело, 1978, № 12, с. 36−37.
  80. В. С. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин. Нефтяное хозяйство, 1971, № 12, с. 60 — 65.
  81. Л. Б. Вопросы техники и технологии эксплуатации нефтяных скважин погружными центробежными электронасосами. Автореферат дис.. канд. техн. наук. — Баку, 1964. — 14 с.
  82. П. Д. Движение сферической частицы относительно жидкости в межлопаточном канале рабочего колеса центробежного насоса. Тр. /МИНХ и ГП, 1977, вып. 129, с. 3−36.
  83. П. Д. О формах течения водо-воздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса. Химическое и нефтяное машиностроение, 1968, № 10, с. 5−8.
  84. П.Д., Дорощук Н. Ф., Златкис А. Д. Результаты испытаний погружного центробежного насоса на нефти и нефтегазовых смесях. -Татарская нефть, 1962, № 4, с. 16−21.
  85. П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН-95−800. Нефтяное хозяйство, 1958, № 2, с.43−49.
  86. П.Д. Влияние газа на работу ступеней погружных центробежных насосов.- Тр. /ВНИИ, 1959, вып.22, с. 59 89.
  87. П.Д. Влияние числа М на рабочую характеристику погружных центробежных насосов, перекачивающих газожидкостную смесь. Тр. /МИНХ и ГП, 1972, вып.99, с. 96 — 100.
  88. П.Д. Методика исследования структуры потока газожидкостной смеси в каналах центробежного насоса. Тр. /МИНХ и ГП, 1972, вып.99, с.100- 106.
  89. П.Д. Опыт создания газосепаратора для погружного центробежного насоса. Тр. /ВНИИ, 1959, вып. 22, с. 39 — 58.
  90. П.Д. Подбор установки погружного центробежного электронасоса. -В кн.: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/ Под ред. д.т.н. Ш. К. Гиматутдинова. М.: Недра, 1983, с. 237−293.
  91. П.Д. Результаты испытаний погружных центробежных насосов насмесях воды и воздуха при давлениях (1-т-2)-105Н/м2 во всасывающей камере насосов. Тр./МИНХ и ГП, 1972, вып.99, с. 108−117.
  92. П.Д., Дунаев В. В. Результаты испытаний насоса ЭН-160−800 в скважине с наличием газа в добываемой жидкости. Нефтяное хозяйство, 1960, № 2, с.48−51.
  93. В. П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976. — 239 с.
  94. В. П., Аксенов Г. И. Работа погружных центробежных насосов на многокомпонентных смесях. Тр. /Гипротюменнефтегаз, 1971, вып. 24, с. 19- 102.
  95. В. П., Антропов А. Д., Голиков В. И. Работа погружного центробежного насоса на водонефтегазовых смесях. Нефтепромысловое дело, 1969, № 5, с. 9- И.
  96. В.П., Антропов А. Д. Работа погружных центробежных насосов в нефтяных скважинах. — НТС «Нефть т газ», вып. 1, Тюмень, 1969, с. 63−66
  97. Международный транслятор. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. /Под науч. ред. акад. РАЕН, д.э.н. Алекперова В. Ю., акад. РИА, д.т.н. Кершенбаума В. Я. М.: МФ ОС «Технонефтегаз», 1998.-612 с.
  98. Метод определения склонности нефтей (нефтепродуктов) к пенообразованию /Позднышев Г. Н., Емков А. А., Новикова К. Г. и др. -Нефтяное хозяйство, 1977, № 11, с. 39 40.
  99. М.Г., Шарипов А. Г. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН5−80−800. Нефтепромысловое дело, 1968, № 7, с. 34 — 38.
  100. М.Г., Шарипов А. Г., Минхайров Ф. Л. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6−160−1100. -Тр. /ТатНИИ, 1971, вып. 15, с. 157 164.
  101. Ю. С. Исследование особенностей работы погружных центробежных насосов при откачке многокомпонентных смесей. Дис.. канд. техн. наук. — Уфа, 1970. — 157 с.
  102. Ю.С. Снижение вредного влияния свободного газа на работу погружного центробежного насоса. Нефтяное хозяйство, 1969, № 6, с. 57.
  103. А. 3. Пенообразующие свойства нефти Нижнего Поволжья. Нефтепромысловое дело, 1979, № 8, с. 35 — 36.
  104. И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для ВУЗов. М: ФГУТТ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.-816 с.
  105. И. М., Мищенко И. Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. -М.: Недра, 1969.-248 с.
  106. И. М., Репин Н. Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра, 1972 — 208 с.
  107. Оборудование для добычи нефти и газа/ Ивановский В. Н., Дарищев В. И., Сабиров А. А. и др. М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. ч.1. 768 с.
  108. .В., Чебаевский В. Ф. Высокооборотные лопаточные насосы Овсянников Б.В. Высокооборотные насосы — М.: Машиностроение, 1975.-336 с.
  109. Определение пенообразующей способности белорусской нефти и оценка эффективности действия антипенных присадок /Позднышев Г. Н., Емков А. А., Новикова К. Г. и др. Нефтепромысловое дело, 1976, № 7, с. 39 -41.
  110. Патент РФ № 2 078 256. Газовый сепаратор скважинного центробежного насоса. /Авт. изобрет. Трулев А. В., Трулев Ю. В. М. кл F 04 D 10 заявл. 11.09.1995, опубл. 10.06.2002, Б. И.№ 16.
  111. Патент РФ № 2 087 700. Скважинный газосепаратор /Авт. изобрет. Яночкин B.C. М. кл Е 21 В 43/38 заявл. 12.10.1997, опубл. 10.07.2003, Б. И.№ 19.
  112. Патент РФ № 2 123 590. Газовый сепаратор /Авт. изобрет. Трулев А. В., Трулев Ю. В. М. кл Е 21 В 43/38 заявл. 06.03.1997, опубл. 10.10.2002, Б. И.№ 28.
  113. Патент РФ № 2 149 990. Газовый сепаратор /Авт. изобрет. Трулев А. В., Трулев Ю. В. М. кл Е 21 В 43/38 заявл. 25.12.1996, опубл. 27.02.2003, Б. И.№ 06.
  114. Патент РФ № 2 162 937. Газовый сепаратор скважинного центробежного насоса/Авт. изобрет. Козлов М. Т, Окин В. Н., Сафин Р. Б. М. кл Е 21 В 43/38 заявл. 25.06.1999, опубл. 10.02.2001, Б. И.№ 07.
  115. Патент РФ № 2 193 117. Газовый сепаратор скважинного центробежного насоса/Авт. изобрет. Козлов Р. И, Лукашенко С. А., Слесарев В.А.и др. М. кл Е 21 В 43/38, F 04 D13/10 заявл. 18.09.2000, опубл. 20.11.2002, Б. И.№ 07.
  116. Патент РФ № 2 193 652. Газовый сепаратор и способ эксплуатации /Авт. изобрет. Лопес Д., Петролео Бразилейро С. А. М. кл Е 21 В 43/38, заявл. 18.12.2000, опубл. 27.11.2002, Б. И.№ 07.
  117. Патент РФ № 2 193 653. Газосепаратор центробежного насоса для добычи нефти из скважин /Авт. изобрет. Говберг А. С. М. кл Е 21 В 43/38, заявл. 26.01.2001, опубл. 27.11.2002, Б. И.№ 07.
  118. Патент РФ № 2 208 152. Газосепаратор /Авт. изобрет. Глускин Я. А., Трулев А. В., Кулигин А. Б. М. кл Е 21 В 43/38, заявл. 21.08.2001, опубл. 10.07.2003, Б. И.№ 07.
  119. Л. А., Позднышев Г. Н., Новикова К. Г. Определение пенообразующей способности (склонности к пенообразованию) нефтей различных месторождений. Техническая записка. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1977.-32 с.
  120. A.M. Гидромеханика глубинонасосной эксплуатации. М., «Недра», 1965, 191 с.
  121. Подлив дегазированной жидкости для борьбы с вредным влиянием газа на работу погружного центробежного электронасоса/ Алибеков Б. И., Листенгартен Л. Б., Пирвердян A.M. — Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1963, № 8, с.51−55.
  122. Полезная модель «Погружной центробежный насос для добычи нефти из скважин» F04D1/08, заявка 2001 г. Авторы: Зимин А. А., Феофанов А.Н.
  123. Порошковые материалы рабочих органов погружных центробежных насосов. Перельман О. М., Рабинович А. И. и др. Нефтяное хозяйство, 1996, № 6, с. 46 — 50.
  124. К. Лопаточные машины для жидкостей и газов. Пер. с нем. — 4-е изд., перераб. — М.:Машгиз, 1960. — 683 с.
  125. Ю.В. Полеты насосов. М.: ВНИИОЭНГ, 2003, 392 с.
  126. Результаты исследования работы погружного электронасоса ЭЦН5−130−600 в обводненной скважине /Муравьев И. М., Кнышенко Г. Н., Мищенко И. Т., Камалов Р. Р. Нефтяное хозяйство, 1969, № 2, с. 57 — 59.
  127. В.А. Исследование особенностей работы погружных центробежных насосов на водонефтегазовых смесях. Дис.. канд. техн. наук. — М., 1982.- 194 с.
  128. Ростэ 3. А. Некоторые вопросы эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными электронасосами (на примере Туймазинского месторождения). Дис.. канд. техн. наук. — М., 1969 — 190 с.
  129. Р.Г. Разработка газосепараторов высокой пропускной способности для УЭЦН и определение области их эффективного применения. Дис. канд. техн. наук. — М., 1990. — 181 с.
  130. В. Н. Исследование процесса сепарации газа в условиях искусственной кавитации с целью создания газосепараторов к погружным центробежным насосам с учетом структуры нефтегазовых смесей. -Автореферат дис.. канд. техн. наук. М., 1992. — 23 с.
  131. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Гиматудинова Ш. К. М.: Недра, 1974, с. 704
  132. Стендовые испытания газосепаратора МН-ГСБ. Игревский В. И., Дроздов А. Н., Игревский JI. В. и др. Нефтяное хозяйство, 1999, № 6, с. 40 -42.
  133. Стендовые испытания газосепараторов к погружным центробежным насосам/ Игревский Л. В., Дроздов А. Н., Деньгаев А. В. и. др. -Нефтепромысловое дело, 2002, № 9, с.28−32.
  134. А.И. Центробежные и осевые насосы. Теория, конструирование и применение. М.: Машгиз, 1960. — 464 с.
  135. Ступени повышенного напора погружных нефтяных насосов. Перельман О. М., Рабинович А. И. и др. Нефтяное хозяйство, 1998, № 5, с. 80
  136. Технология механизированной добычи нефти /Репин Н. Н., Девликамов В. В., Юсупов О. М., Дьячук А. И. М.: Недра, 1976. — 175 с.
  137. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79). М.: ОКБ БН, 1979. — 169 с.
  138. М.А. Анализ «полетов» установок УЭЦН в Западной Сибири -Нефтепромысловое дело, № 3 2000 с. 23−26
  139. В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, Сер. ХМ-4, 1983, -50 с.
  140. В.Н., Агеев Ш. Р., Задов Е. А., Каплан А. Р. Принципы оптимальной компоновки ЭЦН из стандартных ступеней. Тр./ВНИИ, 1984, вып. 89, с. 40 44.
  141. В.Ф., Петров В. И. Кавитационные характеристики шнеко-центробежных насосов — М.: Машиностроение, 1973. Петров В. И., Чебаевский В. Ф. Кавитация в высокооборотных лопастных насосах — М.: Машиностроение, 1982. 192 с.
  142. А.Г., Минигазимов М. Г. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного электронасоса ЭЦН5−130−600. Нефтяное хозяйство, 1969, № 11, с. 48 — 51.
  143. А.Г., Минигазимов М. Г. Исследование работы погружного центробежного электронасоса ЭЦН5−13 0−600 на водонефтегазовых смесях. -Тр. /ТатНИИ, 1971, вып. 19, с. 262−274
  144. Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами на нефтяных месторождениях Башкирии /Мищенко И. Т., Кнышенко Г. Н., Ростэ 3. А. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. — 92 с.
  145. Angus R.W. What Air Leakege Does to a Centrifugal Pump. Power, 1928, № 4, july 24, p. 149- 151.
  146. Baker Hughes. Centrilift. Интернет сайт, 2003 г.
  147. Gas Master — система обработки свободного газа от Centrilift. — Нефть и Газ Евразия № 2 2003 стр. 86.
  148. Hall О.Р., Dunbar С.Е. Computer Helps Select Best Lifting Equipment. -The Oil and Gas Journal, 1971, May 10, p.84 88.
  149. Kobylinski L.S., Traylor F.T. Development and Field Test Results of Efficient Downhole Centrifugal Gas Separator. SPE 11 743, 1989, p. 715 — 724.
  150. Melvin Castro, Rui Pessoa, Patricia Kallas. Successful test of new ESP technology for gassy oil wells. Petroleum Engineer International v.5 — 98 p. 66 — 69.
  151. Murakomy Mitsukiyo Flow of entrained air in centrifugal pumps. 13-th congr. Internacional ASSOC. Hydraulic Bes., Kyoto, 1969, Processing, vol. 2. p. 20−24
  152. Prinetti G., Scarci G. La visualizzazion dei fenomeni nella girante di una pompa centifuga alimentata con miscugli aria acqua. — Ingegnere, 1971, v.45, № 7 — 8, p.620 — 630.
  153. Siebrecht W. Beitrag zur Regelung der Kreiselpumpen und Untersuchungen Uber die theoretishe und wirkliche Fordehohe. Forschungsarbeiten auf dem Gebietedes Jngenieurwessens, 1929, Heft 321.
  154. Swetnam J.C., Sackash M.L. Performance Review of Tapered Submergible Pumps in the Three Bar Field. Journal of Petroleum Technology, December 1978, p.1781 — 1787
  155. United States Patent № 4 088 459. Separator /Inventor J. J. Tuzson Int. cl. В 01 D 53/24- date of filing 20.12.76- date of a publication 9.05.78.
  156. United States Patent № 4 231 767. Liquid Gas Separator Apparatus /Inventor R. M. Acker — Int. cl. В 01 D 19/00- date of filing 23.10.78- date of a publication 4.11.80.
  157. United States Patent № 4 330 306. Gas Liquid Separator /Inventor R. F. Salant — Int. cl. В 01 D 19/00- date of filing 17.10.77- date of a publication 18.05.82
  158. United States Patent № 5 207 810. Submersible well pump gas separator / Inventor Ketankumar K. Int. cl. В 01 D 45/00- date of filing 06.05.92- date of a publication 04.05.93.
  159. United States Patent № 5 516 360. Abrasion resistant gas separator / Inventor Lawrence J. Normandeau Int. cl. В 01 D 19/00- date of filing 08.04.94- date of a publication 14.05.96.
  160. United States Patent № 5 628 616. Donwhole pumping system for recovering liquids and gas. /Inventor Woon Y. Lee. Int. cl. F04D 29/22- date of filing 2.12.96- date of a publication 13.05.97.
  161. United States Patent № 5 885 058. Multiphase fluid pumping or compression device with blades of tandem design /Inventor R. Vilagines, C. Bratu, F. Spettel. -Int. cl. F04D 29/44- date of filing 30.12.96- date of a publication 23.03.99.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!