Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Совершенствование электроцентробежной насосной установки для скважин с высокой пластовой температурой

Диссертация: Совершенствование электроцентробежной насосной установки для скважин с высокой пластовой температурой
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Использование в качестве привода УЭЦН высокооборотного регулируемого двигателя существенно снижает массогабаритные характеристики установки и позволяет проводить адаптацию к изменяющимся параметрам скважин. Предложены технические решения по исполнению кожуха дополнительной системы охлаждения высокооборотного регулируемого двигателя с циркуляцией охлаждаемой жидкости. Получены номограммы… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ВЫСОКОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
    • 1. 1. Особенности эксплуатации добывающих скважин Западной Сибири
    • 1. 2. Осложнения в эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов
    • 1. 3. Условия работы скважинного оборудования при подъеме нефти высокой температуры
    • 1. 4. Методы оценки температурного режима системы «скважина -погружная установка»
    • 1. 5. Выводы
  • 2. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
    • 2. 1. Анализ существующих моделей теплообмена в системе «ПЭД-жидкость-скважина»
    • 2. 2. Расчетная модель для оценки конвективного теплообмена погружного электродвигателя в скважине
    • 2. 3. Результаты расчета температуры ПЭД с учетом его анизотропии и конвективного теплообмена
    • 2. 4. Выводы
  • 3. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ УСТАНОВКИ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА С ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМОЙ ОХЛАЖДЕНИЯ ПЭД
    • 3. 1. Устройство кожуха для принудительного обтекания ПЭД откачиваемой жидкостью
    • 3. 2. Конструкция модульного двухконтурного теплообменника
    • 3. 3. Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти высокой температуры
      • 3. 3. 1. Высокооборотный центробежный скважинный многоступенчатый насос
      • 3. 3. 2. Газосепаратор высокооборотного центробежного скважинного насоса
      • 3. 3. 3. Гидрозащита охлаждения высокооборотного регулируемого ПЭД
      • 3. 3. 4. Высокооборотный регулируемый электродвигатель
      • 3. 3. 5. Кожух для принудительного обтекания ПЭД жидкостью
    • 3. 4. Выводы
  • 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДОБЫЧИ С ВЫСОКООБОРОТНЫМ РЕГУЛИРУЕМЫМ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕМ
    • 4. 1. Описание стенда для исследования теплообмена в высокооборотном регулируемом ПЭД и методика эксперимента
    • 4. 2. Результаты стендовых исследований теплообмена в элементах ПЭД
    • 4. 3. Промысловые испытания высокооборотной установки с дополнительной системой охлаждения ПЭД
    • 4. 4. Выводы

Совершенствование электроцентробежной насосной установки для скважин с высокой пластовой температурой (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Высокая производительность и напор, характерные для установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), обеспечивают широкое распространение при добыче нефти в процессе увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. Этими установками, как отмечается в [102], оборудовано свыше 65% фонда нефтедобывающих скважин. По затратам энергии на тонну добываемой жидкости электроцентробежные насосы (ЭЦН) при больших подачах более выгодны, чем штанговые.

Длительная разработка нефтяных месторождений существенно изменила условия эксплуатации ЭЦН как в гидродинамическом аспекте (увеличение доли свободного газа на приеме насоса), так и в тепловом (увеличение глубины спуска насосаналичие в охлаждающей жидкости большого количества газа, что существенно изменяет ее теплофизические свойства).

Осложнение условий эксплуатации является одной из причин частых отказов оборудования. Небольшой ресурс работы приводит к необходимости увеличения массы и габаритов оборудования, снижению допустимых нагрузок, к уменьшению межремонтного периода работы скважины.

Использование в качестве привода УЭЦН высокооборотного регулируемого двигателя существенно снижает массогабаритные характеристики установки и позволяет проводить адаптацию к изменяющимся параметрам скважин.

Особую актуальность приобретают вопросы охлаждения погружного электродвигателя (ПЭД) в процессе вывода скважины на режим. Это обусловлено тем, что отвод тепла от поверхности двигателя (через боковую поверхность двигателя к потоку продукции скважин) происходит в режиме естественной конвекции охлаждающей жидкости. Для компактного высокооборотного ПЭД может происходить значительное увеличение возникающих температурных напоров и, соответственно, рост температуры элементов двигателя.

Основные выводы и рекомендации.

1. Опыт эксплуатации скважин установками погружных центробежных электронасосов в условиях Западной Сибири показал, что повышенная температура является одной из причин выхода из строя ПЭД. Для скважин, оборудованных УЭЦН, с температурой пласта выше 90 °C средняя наработка — на отказ примерно на треть ниже, чем для остальных.

2. Усовершенствована математическая модель для оценки температуры в элементах погружного высокооборотного электродвигателя, учитывающая конвективную составляющую в процессе переноса теплоты от поверхности ПЭД к эксплуатационной колонне.

3. Получены номограммы допустимого времени работы высокооборотного регулируемого двигателя без циркуляции охлаждающей жидкости в процессе вывода скважины на режим.

4. Предложены технические решения по исполнению кожуха дополнительной системы охлаждения высокооборотного регулируемого двигателя с циркуляцией охлаждаемой жидкости.

5. Получены экспериментальные данные по температурному режиму корпуса и обмотки статора высокооборотного регулируемого двигателя в диапазоне температуры 30.100°С и частоты вращения 2000. 10 000 об/мин, позволяющие оценить потери мощности на холостое вращение.

6. Проведены промысловые испытания установки погружного центробежного электронасоса с высокооборотным регулируемым двигателем и дополнительной системы охлаждения, подтвердившие работоспособность предлагаемого технического решения, использование которого позволяет повысить среднюю наработку на отказ УЭЦН на 37%, что увеличивает добычу нефти на 40%.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.с. 311 046 СССР F04D7/06, F04D13/10 Погружной электронасос / В. В. Васильев, И. С. Гуревич, A.M. Морошан и др.- № 1 397 295- Заявл. 13.01.70// Изобретения (Заявки и патенты). 1971. — № 24.
  2. А.с. 1 262 026 СССР Е21В43/00, F04D15/00. Способ эксплуатации скважинного насоса с частотно-регулируемым приводом / В. Г. Ханжин // Изобретения (Заявки и патенты). 1986. — № 37.
  3. Г. А. Контроль за работой нефтяных скважин, оборудованных центробежными насосами / Г. А. Алексеев и др.// Науч.-тех. сб. пробл. Зап.-Сиб. нефтегаз. комплекса. 1991. — С. 16−19.
  4. Ю.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов: Автореф. дисс.. канд. техн. наук. — Уфа, Башнипинефть. 2000.- 23с.
  5. И.М. Диагностирование работы нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами: Автореф. дисс.. канд. техн. наук. М., ВНИИ им. А. П. Крылова. — 1988. — 25с.
  6. И.М. Расчетный метод определения параметров пластовой нефти. / И.М. Амерканов// Сб. науч.тр. / ТатНИПИнефть.-1970. Вып. 14. -С. 268−272.
  7. Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО «Юганскнефтегаз» / А. Д. Деньгаев, А. Н. Дроздов, В. С. Вербицкий, С. Е. Здольник и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 2. — С. 86−88.
  8. Г. А. Опыт эксплуатации электропогружных установок в НГДУ «Лянтрнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»/ Г. А. Аптыкаев // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998. — № 3. — С. 16−17.
  9. З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов / З. М. Атнабаев // Нефтепромысловое дело. 2003. — № 4. — С. 25−30.
  10. Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах/
  11. Г. И.Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик М.: Недра, 1984. -211с.
  12. А.А. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами / А. А. Богданов М., 1976. — 78с. -(Машины и нефтяное оборудование: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ, вып.6).
  13. А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. / А.А. Богданов- М.: Недра, 1968. 272с.
  14. А.В. Термодинамика и теплопередача / А. В. Болгарский, Г. А. Мухачев, В. К. Щукин М.: Высшая школа, 1975.- 495 с.
  15. А.И. Охлаждение промышленных электрических машин./ А. И. Борисенко, О. Н. Костиков, А. И. Яковлев.- М.: Энергоатомиздат, 1983. 296с.
  16. В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебное пособие. / В. Ф. Бочарников Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. — 336с.
  17. А.В. Подземный ремонт насосных скважин / А. В. Валиханов, Н. И. Хисамутдинов, Г. З. Ибрагимов М.: Недра, 1978. — 198с.
  18. Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей./ Н. Б. Варгафтик М.: Физмат, 1963. — 708 с.
  19. Влияние частоты вращения вала на характеристики газосепараторов к УЭЦН/ А. Дроздов, А. Деньгаев, В. Вербицкий, С. Здольник и др. // Бурение и нефть. 2006. — № 7/8. — С. 20−23.
  20. Внедрение передовых технологий механизированной добычи в ОАО «НК Роснефть"/ С. И. Кудряшов, С. Е. Здольник, В. А. Литвиненко и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 9. — С. 44−47.
  21. Временная инструкция по выводу скважин, оборудованных УЭЦН, на режим после подземного ремонта./ Рук. В. А. Хроликов // ПО „Куйбышевнефть“, 1981.-34с.
  22. М.П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. / М. П. Вукалович, СЛ. Рискин, А. А. Александров М.: Изд-во стандартов, 1969. — 408с.
  23. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса приоткачке газожидкостной смеси из скважины / А. И. Дроздов, В. И. Игревский, П. Д. Ляпков, В. Н. Филиппов М.: ВНИИОЭНГ, -1986.-52с.
  24. Е.А. Предварительная оценка температурного режима при эксплуатации нефтяных месторождений / Е. А. Гловатский, Т. С. Антонова, А. Ф. Косимов // Нефтепромысловое дело. 1981. — № 8. — с. 28−29.
  25. ГОСТ 6134–71. Насосы динамические. Методы испытаний. Взамен ГОСТ 6134–58- Введ. 01.07.78. — М.: Изд-во стандартов, 1978. — 56с. — Группа Г89. СССР.
  26. В.Г. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. / В. Г. Грон, И. Т. Мищенко М.: Изд-во ГАНГ им. И. М. Губкина, 1973. — 28с.
  27. В.А. Опыт эксплуатации и ремонт УЭЦН в ТПП „Когалымнефтегаз“./ В. А. Дождиков // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998. № 3. — с. 13−14.
  28. Дороже, но эффективнее / С. И. Кудряшов, С. Е. Здольник, В. А. Литвиненко и др.// Нефть России. 2005. — № 12. — С.64−66.
  29. А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Дисс.. докт. техн. наук. М.: ГАНГ им. И. М. Губкина. — 1998. — 374с.
  30. .Т. Техническая гидромеханика/ Б. Т. Емцев М: Машиностроение, 1987. — 439с.
  31. С.Е. Повышение надежности УЭЦН для работы в условиях интенсифицированных скважин / С. Е. Здольник, Д. В. Маркелов // Бурение и нефть. 2005. — № 5. — С.20−23.
  32. Ю.В. Подбор оборудования и установление режима работы скважин, оборудованных установками ПЦЭН: Методическое руководство к дипломному и курсовому проектированию / Ю. В. Зейгман Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1986.- 72с.
  33. В.Н. Научные основы создания и эксплуатации насосного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях из мало и среднедебитных скважин. Дисс.. докт. техн. наук. — М.: ГАНГ им. И. М. Губкина. -1999. 223с.
  34. В.Н. Компьютерные методы подбора оборудования для добычи нефти и их реализация. / В. Н. Ивановский, А. А. Сабиров, С. В. Фролов // Нефтепромысловое дело. 2000. — № 12. — С.37−46.
  35. В.Н. Программный комплекс подбора скважинных насосных установок для добычи нефти „Автотехнолог“ и его развитие / В. Н. Ивановский, А. А. Сабиров, С. В. Фролов // Научно-технический вестник НК „ЮКОС“. 2003. — № 6. — С. 12−22.
  36. Инструкция по выводу скважин на режим// „ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз“. Когалым, 1996. — 16с.
  37. Инструкция по запуску и выводу на режим установок ЭЦН./ О ДАО „Самотлорнефтегаз“. Нижневартовск, 1997.- 15с.
  38. В.П. Теплопередача./ В. П. Исаченко, В. А. Осипова, А. С. Сукомел М.: Энергия, 1975. — 552с.
  39. А.С. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. / А. С. Казак, И. И. Росин, Л.Г. Чичеров- М.: Недра, 1973. 232с.
  40. Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными насосами / Л. С. Каплан М.: 1980. — 68с. (Нефтепромысловоедело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ).
  41. JI.C. Скважинные центробежные насосы для добычи обводненной нефти: Учебное пособие/ JT.C. Каплан Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1986. -71с.
  42. Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО OA „Юганскнефтегаз“/ Е.А. Кибирев// Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998. — № 3. — С. 17−20.
  43. И.П. Электрические машины/ И. П. Копылов М.: Высшая школа, 2000.-361с.
  44. В.А. Новое оборудование ООО „Борец“ для интенсификации добычи нефти./ В. А. Кошелев, А. Х. Шильман // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2002. — № 11. — С. 16−17.
  45. С.И. Повышение надежности погружных систем УЭЦН на примере опыта эксплуатации в ОАО „Юганскнефтегаз“. / С. И. Кудряшов // Нефтяное хозяйство 2005. — № 6. — С.126−127.
  46. А.Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами: Дисс.. канд. техн. наук. Уфа, БашНИПИнефть. — 2002. — 134с.
  47. Д.А. Физические основы энергетики: Избранные труды по теплообмену, гидродинамике, термодинамике/ Д. А. Лабунцов М.: Изд-во МЭИ, 2000. -388с.
  48. Д.А. Механика двухфазных систем / Д. А. Лабунцов, В. В. Ягов -М.: Изд-во МЭИ, 2000. 262с.
  49. А.В. Теория теплопроводности. / А. В. Лыков М.: Высшая школа, 1967.-599 с.
  50. В.М. Работа системы „скважина-пласт“ на неустановившихся режимах/ В. М. Люстрицкий, Н. А. Гончаров, С. А. Шишков // Геология, геофизика, бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений: Межвуз. сб. научн. тр. СамГТУ, 1977. С. 161−165.
  51. П. Д. Технология и техника добычи нефти: Учебное пособие/ П. Д.
  52. , В.П. Павленко М.: Изд-во Моск. ин-та нефти и газа им. И. М. Губкина, 1988.-82с.
  53. В.Н. Экспериментальное исследование пластовых нефтей/ В. Н. Мамуна, Г. Ф. Требин, Б. В. Ульяновских М.: ГосИНТИ, 1960. — 149с.
  54. Д.В. Опыт эксплуатации отечественного и импортного оборудования УЭЦН в ОАО „Юганскнефтегаз“./ Д. В. Маркелов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. — № 3, С. 16−19.
  55. С.Н. Повышение эффективности работы УЭЦН на нефтепромыслах ОАО „Сургутнефтегаз“ за счет применения частотного регулирования вентильного двигателя: Дисс.. канд. техн. наук. — М., 2002.- 153с.
  56. М.А. Основы теплопередачи/ М. А. Михеев М.: Госэнергоиздат, 1956. -392с.
  57. М.А. Основы теплопередачи/ М. А. Михеев, И. М. Михеева М.: Энергия, 1977. — 344с.
  58. И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти./ И. Т. Мищенко М.: 1978. — 72с.- (Нефтепромысловое дело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ).
  59. И.Т. Расчеты в добыче нефти/ И. Т. Мищенко М.: Недра, 1989.245 с.
  60. И.Т. Технология и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости из скважин/ И. Т. Мищенко — М.: Недра, 1980. — 200с.
  61. Г. В. Машины и оборудование для добычи нефти и газа:
  62. Учебник для вузов/ Г. В. Молчанов, А. Г. Молчанов М.: Недра, 1984 — 464 с.
  63. И.М. Спутник нефтяника: Справочник/ И. М Муравьев. М: Недра, 1977, — 304 с.
  64. И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газовых смесях/ И. М. Муравьев, И.Т. Мищенко- М.: Недра, 1969.-237с.
  65. P.P. Предварительные результаты испытаний универсального клапана погружного насоса/ Мухаметгалеев P.P.// Нефтепромысловое дело: Экспересс-информация/ ВНИИОЭНГ. 1980. -Вып.22. — 14с.
  66. Насос с интеллектом / С. И. Кудряшов, С. Е. Здольник, В. А. Литвиненко и др.// Нефть России. 2005. — № 10. — С. 22−26.
  67. Об эффективности применения интеллектуальных погружных высокооборотных установок с регулируемым электроприводом / С. И. Кудряшов, С. Е. Здольник, Н. В. Сахно и др.// Нефть России. 2006. — № 1. -С.62−64.
  68. Оборудование для добычи нефти и газа/ В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров и др.- М.: ГУП Изд-во „Нефть и газ“ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. 768с.
  69. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2-х ч.1 / 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, 2003. — 702с.
  70. Осложнения в нефтедобыче/ Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков и др.// Под ред. Н. Г. Ибрагимова, Е. И. Ишемгужина. Уфа: ООО1. Монография», 2005. 302с.
  71. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири / К. Р. Уразаков, Н. Я. Багаутдинов, З. М. Атнабаев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. — 56с.
  72. Опыт создания высоконадежного отечественного погружного оборудования / А. Нуряев, Г. Мухамадеев, О. Перельман, С. Слепченко // Технологии ТЭК. 2004. — № 3, С. 42−46.
  73. Опыт управления осложнениями механизированного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / С. Е. Здольник, В. А. Литвиненко, Д. В. Маркелов, Р. А. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 9. — С. 32−34.
  74. Опыт эксплуатации российских интеллектуальных погружных насосов/ С. И. Кудряшов, С. Е. Здольник, В. А. Литвиненко и др.// Территория НЕФТЕГАЗ. 2005. — № 11. — С. 40−45.
  75. В. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов./ В. Павленко, М. Гинзбург // Технологии ТЭК. 2004. — № 3. — С. 46−52.
  76. Патент 2 136 970 RU F04D13/10. Погружной электронасос / К.Р. Уразаков- Н.Х. Габдрахманов- З.Р. Кутдусова- Т.К. Уразаков- А.Т. Кутдусов- Ю. В. Алексеев № 97 107 695/06. Заявл.06.05.1997.// Изобретения (Заявки и патенты). 1999.-№ 10
  77. Пат. 2 042 792 RU Е21В43/00. Способ эксплуатации насосных скважин/ В. А. Афанасьев, И. А. Гордон, П. Т. Семченко № 5 061 252/03- Заявл. 02.09.92.//Изобретения (Заявки и патенты). — 1995. — № 24.
  78. Пат. 2 056 539 RU Е21В43/00- F04D13/10. Перепускное устройство для погружных электронасосов/ В. Л. Грабовецкий № 5 033 708/06- Заявл. 04.02.92.//Изобретения (Заявки и патенты). -1996. — № 8.
  79. Пат. 2 057 907 RU Е21В43/00. Способ эксплуатации малодебитной скважины с частотно регулируемым приводом/ В. Г. Ханжин -№ 93 019 999/03. Заявл. 14.04.93.// Изобретения (Заявки и патенты). 1996. -№ 10.
  80. Пат. 2 081 998 RU Е21В43/00. Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами/ B.JT. Грабовецкий № 93 051 749/03- Заявл. 09.11.93.// Изобретения (Заявки и патенты). — 1997. — № 17.
  81. Пат. 2 236 742 RU Н02К9/19, Н02К5/132. Погружной электродвигатель/ В. М. Девликанов, А. А. Иванов, О. А. Оводков, Е. М. Черемисинов // -№ 2 002 123 274/09- Заявл. 30.08.2002// Изобретения (Заявки и патенты). 2004.- № 22 236 742 от 20.09.2004.
  82. М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях/ М. Н. Персиянцев — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653с.
  83. В.В. Исследования и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти: Автореф. дисс. канд. техн. наук. — Тюмень, СибНИИНП, -2000.- 25с.
  84. .С. Теплообмен в ядерных энергетических установках/ Б. С. Петухов, Л. Г. Генин, С. А. Ковалев. М.: Энергоатомиздат, 1986. — 277с.
  85. .С. Обобщающие зависимости для теплопередачи в трубах кольцевого сечения / Б. С. Петухов, Л. И. Ройзен ТВТ, 1974, т.12, № 3, С. 565.
  86. A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка/ A.M. Пирвердян М.: Недра, 1986 — 120с.
  87. Ю.М. Теплопередача в скважинах/ Ю. М. Проселков М.:1. Недра, 1975.-224 с.
  88. В.Н. Повышение надежности оборудования скважин при насосном способе добычи нефти/ В. Н. Протасов — М., 1986. — 72с. (Машины и нефтяное оборудование: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ- вып.4).
  89. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири / В. А. Шумилов, И. А. Сельцов, Т. И. Махиня и др. М., 1989. — 67с. — (Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).
  90. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири/ Ф. Г. Аржаков, Г. Г. Вахитов, B.C. Евченко и др. // Под общ. ред. В. П. Максимова. М.: Недра, 1979. — 335с.
  91. Разработка нефтяных месторождений: В 4-х т. Т. 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин/ Под ред. Н. И. Хисамутдинова и Г. З. Ибрагимова. 1994.-272с. — (ВНИИОЭНГ).
  92. Режим работы погружного центробежного насоса для добычи нефти/ А. Н. Шерстюк, Ю. Н. Анникова, Т. А. Ермолаева и др.// Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2005. — № 8. — С. 18−20.
  93. Рид Р. Свойства газов и жидкостей/ Р. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд JL: Химия, 1982. — 591с.
  94. Скважинные насосные установки для добычи нефти: Учебное пособие/ С. Ю. Вагапов, В. П. Жулаев, А. В. Лягов и др.// Под общ. ред. Ю. Г. Матвеева. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. — 167с.
  95. Скважинные насосные установки для добычи нефти: Учебное пособие/ В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров и др. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. — 824с.
  96. Состояние и перспективы разработки и применения бесштанговыхнасосных установок в СССР и за рубежом / В. И. Дарищев, В. Н. Ивановский, И. А. Марициди и др. М., 1989, — 52с. — (Машины и нефтяное оборудование: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ- вып.6).
  97. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш. К. Гиматудинова .- М.: Недра, 1977. 562 с.
  98. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности/ Под ред. В. Н. Виноградова.- М.: Недра, 1975. -412 с.
  99. Технологический регламент по запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН (16-ЮНГ-СТП-Р 03−22).
  100. Технологический регламент по подбору УЭЦН к скважине (16-ЮНГ-СТП-Р 03−21).
  101. Г. Н. Применение погружных центробежных насосных установок для добычи нефти за рубежом/ Г. Н. Трахтман // Нефтепромысловое дело: Реф. науч.-техн. сб. // ВНИИОЭНГ. 1982. — Вып. 4. — 72с.
  102. Г. Одномерные двухфазные течения / Г. Уоллис М.: «Мир», 1972.-440с.
  103. К.Р. Расчет температурного режима погружного электродвигателя/ К. Р. Уразаков, А. Т. Кутдусов.// Ученые БашНИПИнефть развитию нефтедобывающего комплекса: Сб. науч. тр./ БашНИПИнефть. -2000.-Вып. 100. ч.1. — С. 101−105.
  104. К.Р. Справочник по добыче нефти / К. Р. Уразаков, А. В. Дашевский, С. Е. Здольник и др. // Под ред. К. Р. Уразакова. СПб: ООО «Недра», 2006. — 448с.
  105. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти: Международный транслятор справочник/ Под ред. В. Ю. Алекперова, В. Я. Киршенбаума. — М: Технонефтегаз, 2000. — 284 с.
  106. В.Н. Надежность установок погружных центробежныхнасосов для добычи нефти. / В. Н. Филиппов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1983. — № 4. — С. 49.
  107. В.К. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов/ В. К. Хохлов, Н. М. Горутько М.: 1980. — 56с. -(Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).
  108. Т. Прогнозирование глубины отложения парафина в скважине / Т. Хошанов, Н. Ширджанов // Нефтепромысловое дело. 1981. -№ 4. — С.21−23.
  109. Е.М. Тепловые режимы погружного двигателя установок серии ЦУНАР-100/ Е. М. Черемисинов, С. Н. Матвеев, О. А. Оводков // Бурение и нефть.- 2002. № 10. — С. 6−11.
  110. Е.М. Частотные режимы работы системы «скважина-насос» установки ЦУНАР-100/ Е. М. Черемисинов, С. Н. Матвеев, О. А. Оводков // Бурение и нефть.-2002. -№ 11. — С.8−11.
  111. Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы/ Л. Г. Чичеров -М: Недра, 1983.-312 с.
  112. С.А. Тепловой режим работы УЭЦН/ С. А. Шишков, В. М. Люстрицкий // Нефтепромысловое дело: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ. — 1998. -№ 11−12.-С. 18−20.
  113. Ю.П. Контактный теплообмен/ Ю. П. Шлыков, Е. А. Ганин -М.: Госэнергоиздат, 1963. 230 с.
  114. С.А. Исследование нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН»: Дисс.. канд. техн. наук. Самара, СГТУ, 2000. — 113 с.
  115. С.А. Тепловой режим ПЭД в процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН/ С. А. Шмидт, В. М. Люстрицкий // Сб. тр. ин-та Гипровостокнефть. Самара: Изд-во Гипровостокнефть, 2000. — 73с.
  116. С.А. Расчет минимального дебита скважины, оборудованной УЭЦН, необходимого для безотказной работы ПЭД./ С. А. Шмидт, В. М. Люстрицкий // Нефтепромысловое дело: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ. — 2000. — № 4 — С.22−24.
  117. Н.Д. Расчет свойств пластовых нефтей/ Н. Д. Штоф -Гипровостокнефть, 1974.— 312с.
  118. В.К. Теплообмен и гидродинамика внутренних потоков в полях массовых сил / В. К. Щукин М.: Машиностроение, 1970. — 381с.
  119. В.И. Технология и техника добычи нефти/ В. И. Щуров М: Недра, 1983.- 510 с.
  120. А.С. Расчет плотности и вязкости пластовой нефти по данным поверхностной дегазации/ А. С. Эйгенсон, Д.М. Шейх-Али // Геология нефти и газа. 1989. — № 11. — С. 31−38.
  121. А.В. Моделирование процесса теплообмена между трехфазным флюидом и погружным электродвигателем / А. В. Язьков, А. Т. Росмяк, В. Н. Арбузов // Нефтепромысловое дело. 2007. — № 10. — С. 27−34.
  122. Cowposit Catalog of Oil Field Equipment and Services/ TRW Reda pumps, 1990−1995.
  123. James F Lea and John L. Barden: «ESP's: On and Off-shore Problems and Solutions», SPE March 28−31, 1999.
  124. James F Lea and John L. Barden: «A simple model for Predicting Heat Loss and Temperature Profiles in Insulated Pipelines», SPE February, 10−13, 2006.
  125. Hasan A.R. and Kabir C.S.: «Aspercts of Heat Transfer During two-phase Flow in Wellbores», SPEPF (August 1994) 211.
  126. The Industry Leader of Electric Submersible Pumping Equipment/ A Baker Hughes company.//CEN0291 DJH/Centrilift, 1991.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!