Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева

Диссертация: Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В последние годы на месторождениях Западной Сибири находят все более широкое применение станции управления к установкам ЭЦН с регулируемой частотой переменного тока. Промышленное испытание таких станций управления показало, что при этом так же возможны отказы установок ЭЦН из-за выхода из строя «плоской части» по причине снижения электрического сопротивления. При эксплуатации УЭЦН переменной… Читать ещё >

Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
    • 1. 1. Факторы, осложняющие скважинную добычу нефти установкой ЭЦН
    • 1. 2. Оценка общего теплопритока в области насосной установки
    • 1. 3. Вклад погружного насоса в процесс теплопритока
    • 1. 4. Оценка теплопритока из погружного электродвигателя
    • 1. 5. Моделирование теплообмена между погружным электродвигателем и флюидом
    • 1. 6. Оценка теплопритока в методиках по подбору У ЭЦН
    • 1. 7. Вычисление теплопритока по методике БашНИПИ
    • 1. 8. Промысловое исследование температуры погружного электродвигателя в процессе эксплуатации
    • 1. ^Экспериментальная оценка максимальной температуры в насосе
  • ГЛАВА. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СЕПАРАЦИИ НАСОСНЫХ СЕПАРАТОРОВ
    • 2. 1. Оценка эффективности работы газосепараторов
    • 2. 2. Определение коэффициента сепарации существующими методами
    • 2. 3. Решение задачи определения коэффициента сепарации газа на приёме насоса
    • 2. 4. Экспериментальное исследование коэффициента сепарации
  • ГЛАВА. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ТЕРМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖ НОГО НАСОСА
    • 3. 1. Математическое описание теплового состояния погружного насоса в первом приближении
    • 3. 2. Сравнительный анализ полученных результатов
    • 3. 3. Технологический режим эксплуатации электроцентробежной установки
  • ГЛАВА. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ 4.1 Экспериментальные работы по обоснованию возможности защиты кабельной линии от перегрева насоса
    • 4. 2. Защита плоской части кабельной линии
    • 4. 3. Анализ результатов применения защиты кабельного удлинителя от воздействия высокой температуры секций насоса

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вовлечением в разработку залежей с низкими коллекторскими свойствами о и, как правило, указанные объекты имеют низкие дебиты (15−35 м /сутки). Интенсификация притока жидкости применением бурения пологонаправленных стволов, гидроразрыва пласта полностью проблему по увеличению дебитов скважин не решают. В итоге, в эксплуатационном фонде скважин, более половины составляют электроцентробежные насосы (ЭЦН) производительностью менее 50 м /сутки. Низкопроизводительные установки электроцентробежных насосов в то же время часто выходят из строя («отказывают») и имеют самый наименьший межремонтный период эксплуатации.

Установка ЭЦН состоит из четырех основных узлов: погружного электродвигателя (ПЭД), гидрозащиты, насоса и кабельной линий. Эксплуатация установок ЭЦН в промысловых условиях показывает, что около одной третьи «отказов по узлам» приходится на кабель, а именно, на так называемый «кабельный удлинитель» — участку кабеля, прилегающего к насосу.

Расследование отказавших установок по кабельному удлинителю выявляет, что 80% отказов происходит из-за перегрева прилегающего к насосу участка удлинителя. Температура среды в области нахождения удлинителя нередко превышает 100 °C, приводя к оплавлению электрической изоляции и смещению токопроводящих жил, и наступления режима «короткого замыкания». Аналогичное явление наблюдается и при применении термостойкого удлинителя, с рабочей температурой 230 °Св случае применения термостойкого удлинителя, перегрев передается в муфтовое соединение с погружным электродвигателем, что приводит к отказу по электродвигателю.

К перегреву насоса приводит эксплуатация электроцентробежного насоса в режимах близких к «срыву подачи» — то есть в крайней левой части на-порно-расходной характеристики ЭЦН (минимальный дебит, максимальный напор).

Наряду с оплавлением электрической изоляции «кабельного удлинителя» в самой установке, в лабиринтах рабочих аппаратов насоса происходит образование твердых отложений — кальцитов, характерных для месторождений в Западной Сибири.

В последние годы на месторождениях Западной Сибири находят все более широкое применение станции управления к установкам ЭЦН с регулируемой частотой переменного тока. Промышленное испытание таких станций управления показало, что при этом так же возможны отказы установок ЭЦН из-за выхода из строя «плоской части» по причине снижения электрического сопротивления. При эксплуатации УЭЦН переменной частотой вращения вала насоса нередки отказы установок по причине увеличения потребляемого тока, выше номинального значения.

В настоящее время идет промышленное испытание установок ЭЦН с вентильным электродвигателем (частота вращения вала двигателя зависит от силы электрического тока). Как показывает опытная эксплуатация УЭЦН с вентильным приводом, слабым узлом в установке остается «плоская часть», которая при повышенных частотах вращения вала насоса выходит из строя из-за перегрева «удлинителя».

Исследование температурного состояния погружного насоса и разработка рекомендации для предупреждения его перегрева является актуальной задачей и позволит повысить экономическую эффективность применения электропогружных насосов низкой производительности в добыче нефти.

Цель работы.

Повышение эффективности работы электроцентробежных насосов низкой производительности на основе исследовании теплового режима ЭЦН и разработка способа защиты от действия высокой температуры.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и исследование основных причин отказа электроцентробежных насосов низкой производительности, работающих с газосодержанием на приеме. Анализ влияния свободного газа в добываемой жидкости на температурное состояние установки.

2. Решение задачи по оценке теплопритока в зоне насоса при эксплуатации ЭЦН с содержанием свободного газа на приеме насоса.

3. Промысловые исследования коэффициента сепарации сепараторов ЭЦН и температурного режима насоса.

4. Изучение явления «теплового удара» в установке ЭЦН.

5. Разработка способа защиты ЭЦН от перегрева.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленной задачи производилось в соответствии с общепринятой методикой выполнения научных исследований, включающей.

• анализ и обобщение промысловых данных;

• разработку рабочих гипотез и концепций;

• разработка математической модели теплопереноса в зоне насоса при эксплуатации ЭЦН с содержанием свободного газа.

• обработку результатов исследований методами математической статистики;

• разработку новых технических средств и технологических процессов;

• промышленную реализацию техники и технологии;

Научная новизна.

1. Получена аналитическая зависимость температуры электроцеитро-бежного насоса от содержания свободного газа на приеме насоса и установлено, что основной причиной оплавления кабельного удлинителя установок ЭЦН является образование высокой температуры в рабочих аппаратах насоса из-за наличия свободного газа в перекачиваемой смеси.

2. Разработана методика определения коэффициента сепарации насосных сепараторов в промысловых условиях. Установлено, что коэффициент сепарации сепараторов установок ЭЦН не более 18% и наличие сепаратора в конструкции ЭЦН влияет на температурный режим насоса незначительно.

3. Установлено, что при критическом газосодержании (0.5 и более) в газожидкостной смеси, может происходить бесконечное повышение температуры насоса.

На защиту выносятся.

1. Результаты исследований температурного режима электроцентробежного насоса низкой производительности при эксплуатации в режимах близких к «срыву подачи».

2. Методика определения коэффициента сепарации скважинного насосного оборудования в промысловых условиях.

3. Способ защиты электроцентробежного насоса низкой производительности от перегрева.

Практическая ценность результатов работы.

Опытно-промышленные работы по защите «кабельного удлинителя» подтвердили хорошую сходимость полученных результатов по температурному режиму погружного насоса. Внедрение разработанного способа защиты ЭЦН от перегрева позволили увеличить межремонтный период установки в два и более раза. Полученный годовой экономический эффект составил более 600 тыс. рублей на одну установку ЭЦН.

Апробагрт работы.

Основные положения диссертации докладывались:

— на научно-технических советах при НГДУ «Нижнесортымскнефть» в 2003; 2004 г. г.

— на совещании по проблемам эксплуатации установок ЭЦН низкой производительности в Сургутской ЦБПО ЭПУ в 2006;2007 г. г.

— на кафедре «Нефтегазопромысловое оборудование» Уфимского государственного нефтяного технического университета в 2009 г.

— на научных семинарах кафедры геофизики Башгосуниверситета в 2010;2011 г. г.

— на совещании при главном инженере НГДУ «Нижнесортымскнефть» по вопросам эксплуатации низкопроизводительных установок ЭЦН в 2010 г.

— на II Всероссийской конференции УГНТУ, г. Уфа в 2010 г. Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 16 статьях, 10 из них опубликованы в журналах, включенных в «перечень ВАК РФ».

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 4 основных разделов, заключения, списка литературы и приложения. Список использованной литературы имеет 128 наименований. Общий объем диссертации 132 страницы, рисунков — 32, таблиц — 28, приложение к диссертации на 12 листах.

Выводы:

1. Экспериментальными исследованиями на стенде с установкой ЭЦН было доказано, что защита плоской части кабельной линии от влияния высокой температуры со стороны секции насоса возможна.

2. Материал изготовления накладок должен соответствовать определенным требованиям по теплостойкости, теплопроводности и бензомаслостойкости.

3. Применение накладок должно быть тщательно обоснована расчетами по специальной программе, учитывающей температурное состояние секций электроцентробежного насоса в процессе эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Проанализировали статистику отказов по узлам установки электроцентробеж ного насоса добычи нефти производительностью менее 50 м /с для — отказы установок из-за воздействия высокой температуры со стороны секций насоса в малопроизводительных установках ЭЦН составляют третью часть всех отказов. Кабельная линия в малопроизводительных установках является уязвимой, что и является основной причиной низких межремонтных периодов малопроизводительных установок;

2. Выполнен анализ существующих исследований термодинамического состояния погружного электродвигателя, электроцентробежного насоса в процессе эксплуатации и показан, что существующие работы выполнены без учета влияния теплофизических параметров свободного газа на свойства смеси.

3. Проведенными термическими испытаниями плоской части кабельной линии с целью оценки максимальной температуры в насосе при определенных условиях эксплуатации, установлено, что при критических режимах эксплуатации (срыв подачи, или заклинивание) температура насоса может составить более 200 °C;

4. По выполненным исследованиям влияния свободного газа на напорно-расходную характеристику электропогружного насоса по работам А. Н. Дроздова (по докторской диссертации), показано, что при эксплуатации ЭЦН в условиях с высоким содержанием свободного газа источником тепла становится насос;

5. Установлена низкая эффективность существующих газосепараторов по отделению свободного газа из-за чего также наблюдаются отказы установок ЭЦН, (снабженных сепаратором) малой производительности по причине оплавления «плоской части» кабельной линии;

6. Получено соотношение, позволяющее в промысловых условиях определить коэффициент сепарации сепараторов;

7. Определены коэффициенты сепарации насосных сепараторов в промысловых условиях. Коэффициенты сепарации сепараторов находятся в пределах 18−20%;

8. Решением математической задачи по тепловому состоянию насоса установлена зависимость термосостояния электроцентробежного насоса от содержания свободного газа в газожидкостной смеси. Вычислениями показано, что при повышенных газосодержаниях на приеме, температура насоса может повыситься до 200 °C и более;

9. Дано математическое обоснование технологического режима эксплуатации электроцентробежного насоса;

10. Дано понятие «теплового удара» — чрезмерного повышения температуры насоса, приводящего к быстрому выходу УЭЦН из строя;

11. Промышленное испытание и внедрение «защиты» плоской части и достигнутый экономический эффект показывают на хорошую сходимость полученных теоретических результатов по термосостоянию электроцентробежного насоса.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Н. Исследование влияния технологических факторов на работу погружных центробежных насосов. -Дис. канд. техн. наук. Уфа, 1971. — с.150
  2. А.Н. Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, 1973, № 4, с. 46 — 49.
  3. Г. А. Опыт эксплуатации электроцентробежных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Химическое и нефтегазовое Машиностроение. -1983. -№ 3.
  4. Э.А. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти и ГРП. Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ. 2002. -№ 7, стр. 38−42.
  5. Г. Н. Общая теплотехника. -М.: «Высшая школа», 1980.
  6. Ю.В. и др. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа.: Башк.кн.изд-во, 1987.
  7. З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса. — Нефтяное хозяйство, 2003, № 12.
  8. A.A., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводогазовых смесей. Нефтепромысловое дело. —1973. -№ 2, стр.5−8.
  9. A.A., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. — 72 с.
  10. A.A., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при откачке пластовой нефти с давлением ниже давления насыщения. Нефтепромысловое дело, 1973, № 1, с. 13 — 17.
  11. A.A., Кезь А. Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. Тр. /ВНИИ, 1974, вып. 51, с. 17 — 30.- 213 с.
  12. 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.
  13. 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.
  14. A.B. и др. Подземный ремонт насосных скважин. -М.:Недра, 1978.
  15. A.B. и др. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами. —Казань. Таткнигоиздат, 1971.
  16. Ван Бань-ле. Исследование влияния газа на работу погружных центробежных насосов для эксплуатации нефтяных скважин. Дис. канд. техн. наук. — М., 1960.
  17. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими устройствами на месторождениях Западной Сибири /Афанасьев В.А., Елизаров A.B., Максимов В. П. и др. Нефтепромысловое дело, 1979, № 12, с. 23 -24.
  18. 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, 50с.
  19. О.Г. Исследование особенностей эксплуатации погружными центробежными насосами нефтяных скважин, содержащих в продукции газовую фазу. Дис.. канд. техн. наук. — Уфа, 1972. — 148 с.
  20. А.Н., Горецкий А. Б. К вопросу влияния свободного газа на работу электроцентробежных погружных насосов. Тр. Куйбышев. НИИНП, 1964, вып.23, с. 73 — 81.
  21. О.Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу ступени погружного электроцентробежного насоса. Тр. БашНИПИнефть, 1973, вып.34, с. 36 — 49.
  22. А.Н., Дроздов А. Н., Игревский В. И. Промысловые испытания газосепаратора МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 1994, № 5, с. 60 — 62.
  23. Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидосо-держащих осадков в добыче обводненной нефти. Уфа.: Изд-во УТНТУ, 2002.
  24. Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 4, стр. 35−38.
  25. A.A. О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов. Нефтепромысловое дело. Серия: Электрооборудование. 2009. № 1, стр. 56−67.
  26. A.A. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса. Нефтепромысловое дело. Серия: Электрооборудование. Стр. 26−32.
  27. A.A. Математическое моделирование осложнений, возникающих при эксплуатации УЭЦН при переменных нагрузках на валу насоса. НТЖ. «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности».2010-№ 3, стр.40−45.
  28. A.A. К вопросу сепарации газа. Нефтяное хозяйство, 2010 № 6.
  29. A.A., Уразаков К.Р Влияние коэффициента полезного действия электроцентробежного насоса на его тепловой режим. Нефтепромысловое дело. 2010 г. № 10
  30. A.A. Патент на полезную модель № 91 390 «Устройство, исключающее перегрев питающего кабеля установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) от корпуса УЭЦН. Заявка № 2 009 111 675.
  31. A.A. Решение о выдаче патента на полезную модель «Устройство сепарации свободного газа из газожидкостной смеси на приеме глубинного центробежного насоса для добычи нефти». Заявка № 2 009 111 681/03 от 30.03.2009 г.
  32. И.В., Нюняйкин В. Н., Зейгман Ю. В., Рогачев М. К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство. —2001., № 10, стр. 72−75.
  33. И.В., Нюняйкин В. Н., Жагрин A.B., Михель В. Д. и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Нефтяное хозяйство. -2002, № 2, стр. 62−64.
  34. И.В. Повышение эффективности скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения. Дис.канд.техн. наук: 25.00.17. -Уфа.:УГНТУ, 2005. стр. 184.
  35. Г. Р. Об эксплуатации электроцентробежных погружных насосных установок при добыче высокообводнившейся жидкости. Нефтепромысловое дело. -1978. № 10, стр. 7−9.
  36. А.Д., Смолянинов В. Г., Щекалев В. В. Анализ работы погружных центробежных насосов при наличии высокоминерализованных пластовых вод. Нефтепромысловое дело, -1975, -№ 8, стр. 10−11.
  37. Е.Е. Модернизация и усовершенствование серийного оборудования УЭЦН. Доклады на VI Всеросийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во завода «АЛНАС». -2000. стр. 7.
  38. Ш. К. и др. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними. Учебное пособие для вузов. Грозный, ГНИ им. Акад. М. Д. Миллионщикова, 1985.
  39. Глубинно- насосное оборудование. Методика подбора. РД 03−1 147 275 065−2001. БашНИПИ нефть. Уфа. 2001.
  40. ДроздовА.Н.Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси,-Нефтепромысловое дело, 1981, № 12, с.9−11.
  41. А.Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику погружного центробежного насоса. -Нефтепромысловое дело, 1982, № 5, с. 19.
  42. 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.
  43. 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.
  44. А.Н., Сальманов Р. Г. Промысловые испытания центробежного газосепаратора к УЭЦН. В кн.: Проблемы комплексного освоения нефтяных игазовых месторождений: Тез. докл. Всесоюзной конференции, молодых ученых и специалистов М., 1984, с. 85.
  45. А.Н. Исследование работы модернизированного газосепаратора 1МНГ5 к погружным центробежным насосам. В кн.: Машины и установки для добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата: Тез. докл. областной конф. — Сумы, 1988, с. 14 — 15.
  46. А.Н., Ляпков П. Д., Игревский В. Д. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости. Нефтепромысловое дело. -1982. № 10, стр. 16−18.
  47. А.Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику центробежного насоса. -Нефтепромысловое дело, 1982, № 5.
  48. А.Н., Андриянов А. В. Опытно-промышленное внедрение погружных насосно-эжекторных систем в НГДУ «Федоровскнефть». Нефтяное хозяйство, 1997, № 1.
  49. А.Н. Перспективы применения погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. -Нефтепромысловое дело, 2000, № 5.
  50. А.Н. Влияние свободного газа на характеристику глубинных насосов. -Нефтяное хозяйство, 2003, № 1.
  51. А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. (Дис. докт.техн.наук. -М, 1998.
  52. И. Н. Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. Учеб. Пособие. —М.: МИНГ, 1982.
  53. С.Е. и др. Опыт управления осложнениями механизированного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз». — Нефтяное хозяйство, 2004, № 9.
  54. Ю.В., Генералов И. В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором. —Вестник Удмуртского университета. -2002, № 9, стр. 169−176.
  55. Ибрагимов Л. Х и другие. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000.
  56. Г. З. Хисамутдинов Н.И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса. Нефтепромысловое дело. —1971, -№ 4, стр. 21−24.
  57. Г. З. и др. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра. 1986.
  58. Г. З. и др. Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений. (Обзорная информация. ВНИИОЭНГ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений" — Вып. 2).
  59. Г. З. и др. Опыт эксплуатации скважин с повышенным содержанием газа в нефти. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ, Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений" — Вып. 3)
  60. Г. З., Хисаметдинов Н. И. и др. т2, Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. -М. ВНИИОЭНГ. 1994.
  61. И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. -М. -Л.: Изд. ГЭИ, 1960.
  62. В.И. Экспериментальные исследования распределения давления по длине много ступенчатого центробежного насоса. Нефтепромысловое дело. -1975. № 5, стр.26−30.
  63. В.И. и др. Стендовые испытания газосепаратора МН-ГСБ. «Нефтяное хозяйство», 1999., № 6.
  64. В.Н., Дарищев В. И., Сабиров A.A., Пекин С. С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Нефть и газ. М. 2002.
  65. A.A., Сафин А. З. Четыре версии о причине порыва резиновой детали гидрозащиты погружного электродвигателя установок электроцентробежных насосов. Нефтегазовое дело. 2009. Том 7, № 1. Стр. 26 — 31
  66. Ф.Я. и др. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верхне-Тарском месторождении. —Нефтяное хозяйство, 2006. № 2.
  67. P.C. Опыт эксплуатации УЭЦН на месторождениях ООО Лукойл-Западная Сибирь. Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. -М. Июнь 2002.
  68. А. Ф. Агаларов Д.М. Магнитное устройство против солеотложения в нефтяных скважинах. Баку. 1974.
  69. В.Е. и др. Борьба с отложениями гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1763.
  70. В.Е. и Мищенко И.Т. Прогнозирование и контроль солеотложений при добыче нефти. Учебное пособие.
  71. Кащавцев и др. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. —М.: Недра, 1985.
  72. В.Е. Предотвращение и удаление солеотложений при добыче нефти. Учебное пособие. —М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2001.
  73. Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО Юганскнефтегаз. Химическое и нефтегазовое машиностроение. Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ, -1998, № 3, стр.45−48.
  74. Климец А. В, Уразаков K.P. Расчет температурного режима погружного электродвигателя. Сборник научных трудов. БашНИПИнефть. Уфа. 2000.
  75. В. Моделирование режимов работы центробежных насосов на основе электрогидравлической модели. Иваново-Франковский. 2000.
  76. С.С. Основы теории теплообмена. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1970.
  77. С.И. др. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», -Технологии ТЭК, 2005, № 5.
  78. Р.Т. Эксплуатация УЭЦН в экстремальных условиях Красноле-нинского нефтегазоконденсатного месторождения. Химическое и нефтегазовое машиностроение.-2000. № 3, стр. 27−28.
  79. П.Д. Результаты испытаний погружных центробежных насосов на5смесях воды и воздуха при давлениях (1 — 2) 10 Н/м» во всасывающей камере насосов. Тр.)МИНХи ГП, 1972.
  80. П.Д. О формах течения водо- воздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса. —Химическое и нефтяное машиностроение, 1968, № 10.
  81. П.Д. и др. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины (Обзорн. инфор. ВНИИОЭНГ, Сер. «Нефтепромысловое дело», Вып. 11, 1986.)
  82. П.Д. и др. Дисперсность газовой фазы в проходящем через погружной центробежный насос потоке газожидкостной смеси. -Изв.вузов. -Нефть и газ. 1986. № 4
  83. A.B. Теория теплопроводности. -М.: «Высшая школа», 1967.
  84. В.Н. Теплотехника. —М.: «Высшая школа», 1999.
  85. Ф.Н. и др. Предупреждение и борьба с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании на Самотлорском месторождении. М.:ВНИИОЭНГ, 1980.
  86. Г. П. Кабели и провода в нефтегазовой индустрии. Пермь, Агентство «Стиль-МГ», 2004. (стр 33.).
  87. H.H., Кулаков С. Г., Никончук С. А. и др. Диагностирование установок центробежных электронасосов без вмешательства в режим эксплуатации. Нефтяное хозяйство, № 2, 2004. Стр. 124 125.
  88. И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.стр. 45.
  89. И.Т., Бравичева Т. Б. и Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2005.
  90. И.Т., Деньгаев A.B., Дроздов А. Н., Мохов М. А., Вербицкий B.C. Результаты экспериментального исследования газосепараторов к погружным центробежным электронасосам высокой производительности. Нефть и газ, М. 2003.
  91. Намиот А. Ю, Фазовые равновесия при добыче нефти. М.: Недра, 1976.
  92. И.И. Термодинамика. -М.: Машиностроение, 1984.
  93. Основы нефтепромыслового дела. Под редакцией С. Н. Матвеева. Справочное пособие. -Сургут, «Нефть Приобья», 2004. стр. 111−119.
  94. О.И. и др. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения. —Технологии ТЭК. 2005. № 3.
  95. О.И. и др. Опыт создания высоконадежного отечественного оборудования. -Технологии ТЭК, 2004, № 3.
  96. Ю.В., Кучумов Р.Р.Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. ОАО «ВНИИОЭНГ», М.2000.
  97. O.A., Светловский A.B. Анализ отказов УЭЦН с приводом на основе вентильного электродвигателя. Нефть, Газ и Бизнес. № 12.2008, стр. 77.
  98. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей, -JL: «Химия», Ленинградское отделение. 1982.
  99. Рогулин В, Латыпов О, Михайлов, А и др. Моделирование солеобразования при нефтедобыче и технология его предупреждения. Научно-технический вестник ЮКОС. -2003. -№ 6, стр. 42.
  100. В., Михайлов А., Смолянец С., Теплов В. Опыт предотвращения солеотложения в екважинном оборудовании ОАО «Юганскнефтегаз». Научно-технический сборник ЮКОС. -2003. -№ 7, стр. 15.
  101. В., Михайлов А., Кобка Ю. Опыт применения технологии закачки ингибитора солеотложении через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении. Научно-технический сборник ЮКОС. -2003. -№ 7, стр. 34.
  102. P.P., Матвеев Ю. Г., Бурцев Е. А. Анализ работы установок электроцентробежных насосов и технические методы повышения их надежности. Учебное пособие. УГНТУ. -Уфа, 2002. стр. 89.
  103. А.Н., Маркелов Д. В. и др. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Техника и технология добычи нефти. Н.х. 8.2005. стр. 94.
  104. H.A. Физика пласта, (учебное пособие). Из-во Томского политехнического университета. Томск. 2003.
  105. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под редакцией Ш. К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1983.
  106. Н.И. и др. Исследования и пути повышения ресурса УЭЦН. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. № 3, стр. 13−16.
  107. Техническая термодинамика. Под ред. В. И. Крутова.-М.:"Высшая школа», 1981.
  108. A.A. Пути повышения наработки погружных центробежных насосов. Доклад на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: изд-во завода «АЛНАС», 2000. стр. 8.
  109. Усманов И. Ш, Слюсаренко С. А, Гареев A.A. О возможности прогнозирования отложений солей. Сборник СургутНИПИнефть. 2006. стр. 4548.
  110. Установки погружных центробежных насосов. —М.: ЦИНТИХимнефтемаш. 1990.
  111. K.P., Габдрахманов Н. Х., Валеев М. Д. Оптимизация работы механизированного фонда скважин. Труды БашНИПИнефть. Н.х. 11.2001.
  112. Установки погружных центробежных насосов. — М. ЦИНТИХимнефтемаш. 1990.
  113. Н.И. и др. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. -М.: (Обзорная информ. / ВНИИОЭНГ, Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений" — Вып.1)
  114. З.М., Усманов И. Ш., Гареев A.A. К вопросу сепарации газа. Нефтепромысловое дело. 2000. № 2, Стр. 21−22.
  115. З.М., Усманов И. Ш., Гареев А.А.Об усталостном износе УЭЦН. Нефтепромысловое дело. 1999. № 9, Стр. 26−27.
  116. .Н. Теплопередача. —М.: Высшая школа, 1973.
  117. A.B. Исследование влияния изменения технологических параметров на охлаждение погружного электродвигателя. «Н.Х» № 11.2007.стр. 123−125.
  118. A.B., Росляк А. Т., Арбузов В. Н. Моделирование процесса теплообмена между трехфазным флюидом и погружным электродвигателем. Нефтепромысловое дело. № 10. 2007. стр.27−34.
  119. A.B. Особенности теплообмена погружного электродвигателя с жидкостным потоком в условиях выноса механических примесей. «Нефтяное хозяйство», № 12. 2008. стр. 84−88.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!