автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем разработки и внедрения методики подбора и оптимизации работы оборудования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

Фролов Сергей Викторович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН ПУТЕМ РАЗРАБОТКИ И ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДИКИ ПОДБОРА И ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Специальность: 05.02.13 «Машины, агрегаты и процессы (нефтяная и газовая промышленность)»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2003

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

Ивановский Владимир Николаевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Максутов Рафхат Ахметович

кандидат технических наук Черемисинов Евгений Модестович

Ведущая организация:

ОАО «Российская инновационная топливно энергетическая компания»

Защита состоится «22» февраля 2005 г. в 15й часов в аудитории 612 на заседании диссертационного совета Д 212.200.07 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г.Москва, Ленинский просп. д.65, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять в адрес Совета.

Автореферат разослан «Я/» января 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета

Э.С. Гинзбург

Общая характеристика работы

Актуальность темы

Рост цен на нефть на мировых рынках привел к резкой интенсификации добычи нефти, как в России, так и во всем мире. В сложившихся условиях оборудование и скважины работают на пределе своих возможностей, и правильно определить оптимальный режим эксплуатации системы «пласт - скважина - насосная установка» в данных условиях очень сложно, но необходимо, т.к. любая ошибка приводит к существенным потерям. Задача осложнена еще и тем, что существующие методики направлены на выбор «щадящих» режимов работы оборудования, что не является приоритетом на сегодняшний день. Таким образом, разработка методик подбора одного из основных видов нефтедобывающего оборудования - установок электроприводных центробежных насосов, учитывающих сегодняшние потребности нефтяной промышленности, очень актуальна.

Цель работы

Цель работы - повышение эффективности работы УЭЦН путем создания и внедрения методик выбора оборудования и определения оптимального режима эксплуатации системы «пласт - скважина - насосная установка». Для достижения указанной цели необходимо учитывать осложненные условия эксплуатации, многообразие выпускаемого оборудования, современные потребности отрасли.

Задачи исследования

1. Анализ причин отказов оборудования УЭЦН с целью выявления факторов, существенно влияющих на наработку до отказа;

2. Анализ существующих методик и программ подбора нефтедобывающего оборудования и выявление их недостатков;

3. Разработка уточненной методики, отвечающей современным требованиям, позволяющей решать задачи подбора оборудования с учетом осложняющих факторов;

4. Реализация уточненной методики в виде компьютерной программы подбора оборудования;

РОС. (. ...„ИОН ЧЛоЬАЯ БИй^1! ЯОТЕКА з С.1!е:ербург

20»СРК_

5. Оценка сходимости теоретических результатов с фактическими данными эксплуатации УЭЦН.

Научная новизна

При создании методики подбора УЭЦН был уточнен ряд расчетных зависимостей определяющих распределение свободного газа по стволу скважины, плотность откачиваемой пластовой жидкости, а также изменение температуры и теплоотдачи этой жидкости от глубины, что позволило более точно определить конструкцию кабельной линии и других элементов УЭЦН. При этом различие расчетных результатов и замеренных величин, характеризующих основные рабочие показатели УЭЦН, составило 7-10%.

Практическая полезность

Разработанная методика подбора УЭЦН показала высокую эффективность использования и практическую полезность на многих нефтедобывающих предприятиях.

Практика применения программы подбора скважинных насосных установок показала увеличение наработки до отказа УЭЦН в среднем на 10-25% и позволила определить рабочие параметры системы «пласт - скважина - насосная установка» с точностью до 10%.

Разработанная методика и программа подбора УЭЦН внедрена в следующих крупных нефтедобывающих предприятиях: ООО ЛУКОЙЛ-Пермь; ООО ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть; ООО ЛУКОЙЛ-Коми; ОАО Юганскнефтегаз; ОАО Самаранеф-тега»; ОАО Саратовнефтегаз; ОАО Удмуртнефть ОАО РИТЭК и др. В настоящее время методикой и программой охвачено более 70 тыс. эксплуатационных скважин.

Реализация разработанной методики в промышленности позволяет получить большой экономический эффект. Например, в ОАО «Мегионнефтегаз» он составил свыше Змлн. рублей в год.

Апробация работы

Результаты работы были апробированы докладами на конференциях: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»(г.Москва, РГУ

нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2000г.), «Техника и технология добычи нефти - проблемы и пути их решения.»( г.Нефтеюганск, ноябрь 2002г.), «Состояние и перспективы производства отечественного бурового и погружного оборудования для нефтяных и газовых скважин.» (г.Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, апрель 2003г.), «Информационные технологии в электроэнергетике нефтяной и газовой промышленности» (г.Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ноябрь 2004г.). Опубликовано 9 печатных работ, также работа неоднократно представлялась на научно-технических советах нефтедобывающих и машиностроительных компаний.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Работа содержит/^страниц машинописного текста, имеет иллюстраций, таблиц. Список использованной литературы содержит 92 источников информации. В работе имеется 2 приложения.

Во введении дана общая характеристика и показана актуальность работы, перечислены основные защищаемые положения и названы фирмы и организации, в которых были внедрены результаты работы.

Первая глава посвящена анализу состояния нефтедобывающих объектов, уточнению факторов, сопровождающих процесс интенсификации добычи нефти, постановке задач исследования.

Одним из преобладающих на сегодняшний день направлений в развитии российских нефтедобывающих предприятий является интенсификация добычи нефти. Увеличение дебитов эксплуатируемых скважин приводит к увеличениям глубин спуска погружного оборудования, повышению содержания мехпримесей в добываемой продукции, переходу на более мощные, а следовательно и более дорогостоящие насосные установки. Все эти факторы приводят к тому, что погружное оборудование работает в очень жестких режимах и резко сокращается наработка до отказа (рис.1).

ДО 2000м 2000-2600« более 2500м Глубина лодмски насоса ы

Рис. 1. График зависимости наработки до отказа УЭЦН от глубины спуска насоса

Основными осложняющими факторами, влияющими на работу ЭЦН при интенсификации добычи нефти, являются: солеотложение на рабочих органах; увеличение содержания механических примесей и абразива в откачиваемой жидкости; высокая температура пластовой жидкости в зоне работы УЭЦН; высокое содержание свободного газа на приеме насоса.

Анализ фонда объектов ОАО «Юганскнефтегаз» показал, что интенсивность различных причин отказов УЭЦН зависит от глубины спуска насосов (рис. 2), причем с увеличением глубины подвески насоса, увеличивается количество отказов установок из-за плавления кабеля, что говорит о том, что температурный режим, при котором эксплуатируется насос, не соответствует требованиям завода-изготовителя.

@ Электропробой ■ кабеле (4%)

Прочие (19"/.)

Повышенное содержание меклримесеи (24%)

^Солеотложение (28%)

Повышение температуры пластовой жидкости (25%)

Повышенное содержание мехлримвсей (25%)

Повышение температуры пластовой жидкости (31%)

Прочив (124)

рлелролробой ■ кабеле (13%)

Солеотпожение (19%)

Рис.2.0сновныс причины отказов при спуске насоса менее 2000м (а) и от 2200 м до 2400 м (б)

Интенсивный отбор нефти вызывает солеотложения в скважине. Это вызвано изменением термобаричсских условий, смешением вод различного ионного состава несовместимых друг с другом и, как следствие, выпадением сульфатных и карбонатных осадков на рабочих органах и в каналах ЭЦН. Интенсивный вынос механических примесей и солеогложение в скважине и в добывающем оборудовании приводят как к прямым, так и косвенным экономическим нем ерям.

Существенное влияние на надежность УЭЦН имеет кривизна ствола скважины, причем не только на глубине спуска насоса, но и по всей длине ствола скважины до места установки оборудования. Анализ инклинограмм добывающих скважин показал, что очень часто в скважинах отсутствуют интервалы глубин, на которых установка ЭЦН может быть размещена без недопустимой деформации изгиба. Часто скважины проведены таким образом, что темпы набора кривизны превышают все допустимые нормы. Это приводит к затруднениям при спуске и подъеме оборудования, повреждениям кабельных линий, недопустимым деформациям установки ЭЦН, особенно в случае применения мощных высоконапорных установок, имеющих зачастую длину до 30-36 м. Существующие ограничения по кривизне скважины зачастую оказываются недостаточными, так как учитывают лишь плоский угол, в то время как искривление ствола скважины происходит в пространстве.

Установлено, что даже небольшой прирост наработки до отказа УЭЦН дает существенный экономический эффект (табл.1). Именно поэтому точность результатов подбора оборудования для работы в скважинах с осложненными условиями эксплуатации должна быть повышена.

Таблица 1. Зависимость экономического эффекта от увеличения наработки до

отказа в скважинах оборудованных ЭЦН

При рост на работки до откам

Покадетель Ьд. ^м еку-|ая +1% +1% +3% +4% +5'/ +6'/ +7* +«•/ +»•/. +10М

11 аработка по фонду У.)Ц11 сут. 199 201 203 205 207 209 211 213 215 217 219

Ремой гов скважин рем/ юд то 8743 8657 8573 8491 8410 8330 8253 8176 8101 8028

Ишенснне количества рсмошов рем/ юд -87 -173 -257 -33» -420 -500 -577 -454 -72» -802

Зафаш на ремонт скважины н оборудовании млн. руб/ юд 5516 5472 5428 5386 5345 5304 5264 5225 5186 5148 5112

Сокращение за фаг на ремой г скважин н оборудовании млн руб/ год 0 -44 -87 -130 -171 -212 -252 -291 -330 -367 -404

Сокращение 1Ю1ерь среде! в ог недобитой неф и! при ремонтах скважин млн руб/ юд 0 -28 -55 -82 -109 -135 -160 -185 -210 -234 -257

Суммарный жоиомиче-скин ре^ньга! млн. руб/ юд 0 7: 143 212 280 346 412 47« 53» М1 Ш

Моделированию работы системы «пласт - скважина - насосная установка» и выбору оборудования УЭЦН посвящены работы многих авторов, среди которых следует отметить П.Д. Ляпкова, Ю.А. Раэутова, И М. Муравьева, И.Т. Мищенко, Г.Н. Кнышенко, О.Г. Гафурова, B.C. Линева, A.A. Богданова, В.Р. Розанцева, А.Ю. Хо-лодняка, В.Н. Филиппова, В.Н. Ивановского, А.П. Крылова, Роса-Карпентера, В.М. Касьянова.

На основании анализа результатов исследования, проведенных этими и рядом других авторов, сформулированы задачи данной работы.

Вторая глава посвящена анализу методик подбора УЭЦН.

Под подбором, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке до отказа и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт - скважина - насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Существует множество методик подбора оборудования УЭЦН, получившие широкое распространение на предприятиях нефтедобычи. Вот перечень некоторых из них:

• Методика П.Д. Ляпкова, Ю.А. Разутова

• Методика И.М. Муравьева, И.Т. Мищенко, Г.Н. Кнышенко, О.Г. Гафурова

• Методика B.C. Линева

• Методика A.A. Богданова, В.Р. Розанцева, А.Ю. Холодняка

Данные методики (а также ряд аналогичных), основаны на длительных исследованиях авторов в данной области и состоят в основном из эмпирических зависимоеic-й с четко оговоренными границами нх применения. Как правило, л и методики рассчитаны на «ручной» счет и содержат множество упрощений и согласований, а зачастую

привязаны к конкретным месторождениям и даже определенным залежам. Основные параметры скважин и оборудования определяются с помощью специально разработанных номограмм и упрощенных формул с множеством эмпирических коэффициентов. Создание каждой из таких методик - очень сложная работа, но которая существенно упрощает труд нефтяников.

Независимо от подходов, сущность любой из этих методик сводится к следующим действиям:

1. По промысловым данным строится характеристика системы «пласт - скважина -насосная установка» - так называемая индикаторная диаграмма Р((3).

2. По выбранному критерию (например, максимально возможный дебит, минимальное забойное давление и т.п.) определяются параметры искомого насоса (подача, напор) соответствующие одной или нескольким точкам на этой индикаторной диаграмме.

3. По выбранному критерию или ряду критериев (содержание свободного газа на приеме насоса, температура на приеме насоса и т.п.) определяется глубина спуска насосной установки.

4. По параметрам добываемого флюида (плотность, вязкость, газосодержание) пе-ресчитываются рабочие характеристики подбираемых насосов.

5. По пересчитанным характеристикам выбираются насосы, обеспечивающие выбранный режим работы.

6. Рассчитываются параметры эксплуатации выбранных насосных установок (напор, подача, мощность и т.п.).

Одной из первых методик с возможностью адаптации к произвольным условиям эксплуатации является методика ОКБ БН, разработанная под руководством В.Н. Филиппова в 1979 году, однако она требует наличия большого числа исходных данных (около 90 параметров) и поэтому сложна в практическом применении.

Несмотря на широкие возможности, предоставляемые компьютерами, следует учесть, что чем более точно выбранная модель описывает реальную систему «пласт -скважина - насосная установка», тем больше исходных данных требуется для расчета

и тем выше требования к их достоверности. Поэтому, при любом способе подбора скважинной насосной установки есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы.

Таким образом, при выборе методики подбора оборудования, следует учитывать не только точность модели данной методики, но и достоверность требуемых исходных данных.

В результате анализа существующих методик подбора УЭЦН, для данной работы за основу была взята методика, разработанная коллективом авторов под руководством Ивановского В.Н. в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Данная методика хорошо себя зарекомендовала на нефтедобывающих предприятиях и подтвердила свою эффективность.

Подбор УЭЦН по данной методике проходит в следующей последовательности:

1) По исходным промысловым данным определяются расчетные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2) Из зависимостей разгазирования потока пластовой жидкости, изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды по глубине скважины, а также относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины - прием насоса», определяется необходимая глубина подвески насоса или давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата.

Расчет может проводиться также в случае применения специальных скважинных устройств - газосепараторов, деэмульгаторов и др. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего уточняется глубина подвески.

3) По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.

4) По планируемому дебиту и требуемому напору выбираются насосные установки, рабочие характеристики которых лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок производится пересчет их «водяных» рабочих характеристик (подача, напор, КПД и мощность) на реальные параметры пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.

5) По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки: обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, то-коведущего кабеля и т.д. После расчета температур уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (длины основного кабеля и удлинителя), а также исполнение ПЭД.

6) После окончательного подбора по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается жидкость глушения с задаваемыми величинами плотности, вязкости, теплоемкости и т.д., используемая на данной скважине.

После анализа вышеупомяну! ых методик и результатов расчетов на нескольких месторождениях Западной Сибири (ОАО "Мегионнефтегаз", ОАО "Нижневартовск-нефтегаз") автором в методику были внесены следующие уточнения:

• Уточнена зависимость содержания свободного газа и изменения давления в обсадной колонне на участке "забой - прием насоса - динамический уровень" от глубины;

• Уточнена зависимость дебита скважины от забойного давления с учетом ряда поправок, таких как поправка Вогеля, поправка С.Г.Вольпина, эмпирическая поправка для пластов с высоким газовым фактором.

Влияние содержания свободного газа и изменение давления в обсадной колонне на участке "забой - прием насоса - динамический уровень" от глубины определяется следующим образом.

И

Исходя из условий, что глубина Н й Н^,,, содержание свободного газа составит Г„=100%, для глубины, на которой давление Р г Р««, содержание свободного газа будет Гс.=0%, и наконец, если глубина Н г Нщ«, и Р £ Р««« то

Г =

1-

Р-Р

Р -Р

т.е. на прием насоса поступает свободный газ в количестве

Р-Р

Р -Р

I \ 1

где

Н, Р - требуемые глубина и давление соответственно, Нлии - динамический уровень, Ри* - давление насыщения,

Г„ - доля выделившегося свободного газа в пластовой жидкости, Рмтр - затрубное давление, Ршс ~ давление насыщения, к - степень кривой разгазирования,

Кс - коэффициент сепарации свободного газа на приеме насоса.

(1)

(2)

В свою очередь, давление жидкости определяется по формуле: При Н < Нд ,в, значение давления будет Р - Рм1р, при Н = Н1ив, Р = Р^, при Н > Ннас, Р = Рнк + р* Б (Н-Ниж;), и наконец, при Н > Нщ,,, и Н < Нн1С,

где

Ниш - глубина, на которой давление равно давлению насыщения,

Л.С<) =

( V

-И^ш )

(3)

- зависимость доли выделившегося свободного газа в пластовой жидкости от глубины.

Глубину НИ4С, соответствующую давлению насыщения находим по формуле:

^ а я^ + -где

8

1-

Р ^Ш) Р -Я

- зависимость доли выделившегося свободного газа в пластовой жидкости от давления.

Эти зависимости позволили уточнить расчет давления и содержания свободного газа на приеме насоса, и тем самым более объективно оценивать режим работы УЭЦН на выбранной глубине спуска насоса.

Уточнение дебита скважины с учетом поправки Вогеля.

С увеличением отбора нефти забойное давление в скважинах снижается, и часто становится значительно меньше давления насыщения. При этом индикаторная диаграмма (см. рис.4) уже не описывается линейной зависимостью. С целью ее уточнения в базовую методику была добавлена поправка Вогеля (5), корректирующая индикаторную диаграмму при забойном давлении Р1а6<Ршк::

е„ =

где

^ирод (^пл РщЬ )»РлаО

К Р

К 1Р -Р \ 1 "Р°Д '1ас

прод >1 и] г щи/т

1.8

-0,2^. - 0,8(^-1 Лес V Лис /

(5)

()„ - дебит нефти,

КПрод- коэффициент продуктивности скважины, Рм - пластовое давление, Р»6 - забойное давление.

Применение этой поправки позволяет уточнить дебит скважины и величину забойного давления, что вместе с расчетом плотности добываемого флюида обеспечивает более точное определение значения динамического уровня в скважине и, как следствие, более обоснованно выбирать глубину подвески насоса.

Рис.4. Индикаторная диаграмма работы скважины с учетом поправки Вогеля.

В работе показано, что при высоком газовом факторе ни поправка Вогеля, ни близкая к ней поправка С.Г. Вольпина не дают удовлетворительных результатов (максимальный дебит становится заниженным), в связи с чем для месторождений с высоким газосодержанием коэффициенты квадратичной части поправки Вогеля (5) следует подбирать эмпирически, исходя из результатов замеров.

В современных условиях одного подбора оборудования по промысловым данным недостаточно для окончательного выбора насосной установки. При нынешнем многообразии выпускаемого ассортимента оборудования, один и тот же режим работы обеспечивают различные УЭЦН, с близкими техническими характеристиками.

В этом случае основным методом оценки выбранных вариантов может стать анализ их технико-экономической эффективности, наиболее сложной частью которого является расчет прогнозируемой наработки до отказа.

Третьи глава посвящена анализу методов прогнозирования наработки до отказа УЭЦН и оценке экономической эффективности выбранных вариантов.

Прогнозирование безотказной работы оборудования - одна из наиболее часто решаемых задач статистики. Существует множество подходов к ее решению, поэтому автором были рассмотрены некоторые из них в приложении непосредственно к наработке до отказа УЭЦН.

АРмб

_1_V ч

Ом шах иж-^

В данном контексте следует выделить две основные задачи:

1. По данным об отказах оборудования определить закон распределения наработки до отказа погружного насоса.

2. Найти регрессионные зависимости наработки до отказа от параметров скважины и конструкции УЭЦН.

Наработка до отказа УЭЦН определяется ее конструктивными особенностями и условиями эксплуатации. На наработку до отказа УЭЦН влияют геологическое строение и режим работы скважины, коллекторные свойства и термодинамические характеристики пласта, состав нефти, климатические условия, качество выполнения работ по установке насоса и т.д. Данные величины случайным образом влияют на наработку до отказа УЭЦН, которая, в свою очередь, является случайной величиной. Статистическая информация по наработке до отказа позволяет определить такие характеристики закона распределения наработки до отказа, как вид закона распределения, его математическое ожидание и дисперсию.

Анализ возможных распределений наработки до отказа для УЭЦН показал, что наиболее достоверным из них чаще всего оказывается распределение Вейбулла с

плотностью распределения /(!) = тЯ1т''е'^ , и функцией распределения

При наличии объективных исходных данных, проверка соответствия наработки до отказа выбранного оборудования выбранному распределению не вызывает никаких трудностей, но для этого требуется выполнение ряда условий:

1. Достоверность исходных данных (при определении параметров выбранного распределения и коэффициентов регрессии необходима оперативная информация о работе установок).

2. Полнота данных - необходимо наличие всех перечисленных параметров для определения коэффициентов регрессии.

К сожалению, несмотря на почти полную автоматизацию хранения информации, на сегодняшний день в базах данных нефтедобывающих предприятий хранится очень много недостоверных данных, которые зачастую невозможно «отсеять» без вмешательства человека. Это не позволяет применять данный метод в автоматиче-

ском режиме масштабно для обработки групп скважин и оборудования. Однако, для получения информации по конкретной скважине и выбранному типоразмеру УЭЦН (при контроле данных человеком) методы оказались весьма эффективными.

Анализ показал, что при решении задачи сравнения между собой нескольких приемлемых с технической точки зрения УЭЦН по наработке до отказа, высокую эффективность показали экспертные методы оценки. Следует отметить, что достоверность получаемой с помощью экспертных методов оценки наработки до отказа несколько ниже, чем при статистических методах, однако при этом существенно ниже требования к достоверности и полноте исходных данных.

Рассмотрим разработанную и примененную для решения поставленной задачи методику экспертной оценки наработки до отказа УЭЦН.

Любое оборудование рассчитывается под определенные условия эксплуатации (количество механических примесей, глубина подвески, обводненность пластовой жидкости и т.п.). Эти условия обобщаются, разбиением их на несколько категорий сложности так, чтобы можно было по совокупности характеристик скважины определить, будет ли целесообразно применение данной установки на этой скважине или нет. Это делается следующим образом:

Выбирается (основываясь на опыте специалистов и регрессионном анализе) перечень факторов (параметров) скважины, влияющих на наработку до отказа УЭЦН. К таким факторам можно отнести - количество мехпримесей, давление насыщения и кривизну ствола скважины, пластовое давление и т.д. Вводятся, т.н. «штрафные баллы» и определяется зависимость количества этих баллов от значения выбранных параметров. Например, для твердости механических примесей по Моосу при значении < 5 сумма «штрафных баллов» равна 0, более 5 — сумма «штрафных баллов» определяется по линейной зависимости с коэффициентами, определяемыми индивидуально в каждом отдельном случае. На основании опыта специалистов определяется сумма «штрафных баллов», задающая ту или иную категорию сложности скважины. Далее определяется весомость (значимость) этих параметров при общей оценке кате-горийности. Эти значения затем корректируются в процессе получения новых статистических данных. Естественно, чем больше параметров участвуют при определении категории сложности скважины, тем выше достоверность результата. Удобство

метода заключается в том, что не обязательно знать все значения выбранных параметров, которых, по мнению большинства экспертов, может быть около 20. Благодаря распределению весомости можно определить, насколько уменьшится достоверность результата при отсутствии тех или иных данных и, соответственно, пренебречь менее значимыми.

Далее, для каждого типоразмера насоса берется статистика отказов по категориям скважин. Например, по одному из месторождений Западной Сибири для насосов типа ЭЦНМА5-50-1200 для скважин 1-й категории средняя наработка составляет 520 сут., для 2-й категории для этого же типа насоса - 490 сут. и т.д.

Данная методика подтвердила свою эффективность на объектах ОАО «Юганскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» и др.

Определение наработки до отказа подобранной УЭЦН позволило определить экономическую эффективность выбранных вариантов. Сразу следует отметить, что методика носит оценочный характер, т.к. в условиях современных рыночных отношений невозможно однозначно указать цену того или иного типоразмера насоса. Эта цена будет меняться от одной закупочной партии к другой. Кроме того, довольно широкое распространение получили схемы лизинга, покупки в кредит и т.п., что также усложняет определение цены. Поэтому для решения задачи использовались осред-ненные значения цены на оборудование, т.к. целью расчета являлось сравнение одного осредненного по характеристикам типоразмера насоса с другими.

В качестве экономического критерия выбора оборудования использовался показатель приведенной эффективности работы подземного оборудования, с учетом некоторых упрощений. В частности, не учитывались изменение цены на нефть и оборудование в течении года, а также ряд экономических условий приобретения оборудования (кредитование, лизинг и т.п.). Применимость данной методики для оценки эффективности одного из вариантов компоновки УЭЦН относительно других, подтвердилась в результате внедрения программы.

В четвертой главе описывается созданная программа подбора УЭЦН.

На основании разработанных методик (подбора УЭЦН, расчета планируемой наработки до отказа, расчета экономической эффективности) был составлен алгоритм, положенный в основу компьютерной программы.

Программу подбора можно представить в виде следующей схемы(рис.5):

Рис. 5. Схема программного комплекса подбора УЭЦН

Одним из преимуществ данной схемы является ее модульность, позволяющая модернизировать программу при уточнении методик подбора УЭЦН, не подвергая ее кардинальным изменениям.

Апробирование программы проведено на нефтедобывающих предприятиях Нижневартовского района. Исследования показали хорошую сходимость расчетов с замерами, а также выявили, что на многих скважинах оборудование спущено на глубину, темп набора кривизны на которой превышает максимально допустимый для используемого оборудования (рис.6). Так же был выявлен ряд скважин, на которых низкая наработка оборудования была связана с высокой рабочей температурой жидкости, что не было выявлено ранее другими методами.

Применение созданной программы в течении первого полугода на объектах ОАО «Мегионнефтегаз» за счет произведенного на основании результатов расчетов уменьшения глубины подвески насоса принесло экономический эффект свыше 3 млн. руб. При эгом и наработка до отказа не только не сократилась, а даже выросла на 1015%.

Подбор оборудования для скважин месторождений характеризующихся высоким газовым фактором показал, что при низких забойных давлениях (ниже давления насыщения), скважины обеспечивают меньший дебит, чем рассчитано по методике. Именно поэтому в формулу определения дебита скважины добавлена поправка Воге-ля (при очень низких забойных давлениях применяется поправка С.Г.Вольпина), о которых упоминалось выше. При этом скорректированы коэффициенты квадратичной части поправки Вогеля для каждого из месторождений с высоким газовым фактором (свыше 500 куб.м/куб.м). Пространственная визуализация скважины (рис.6) позволяет оперативно выявлять проблемы со скважинами, на которых высокий темп набора кривизны обуславливается, прежде всего азимутальной составляющей - фактор, который тяжело отследить при представлении инклинограммы в табличном виде, или в виде одной из проекций.

НУ-проекция

Рис.6. 3-х мерное представление ствола скважины но данным инклинометрии

Программа подбора нефтедобывающего оборудования получила широкое распространение на нефтедобывающих предприятиях России. На данный момент она в той или иной реализации используется во всех крупных российских нефтяных компаниях.

Основные выводы и результаты работы

1. При интенсификации добычи нефти появляются осложняющие работу УЭЦН факторы, главными из которых являются:

• Снижение забойного давления и повышение свободного газосодержания;

• Увеличение температуры откачиваемой жидкости;

• Увеличение содержания мехпримесей в откачиваемой жидкости. Установлено, что увеличение температуры откачиваемой жидкости с 90°С до 100иС снижает наработку до отказа УЭЦН в 2 раза, увеличение содержания мехпримесей со 100 мг/л до 500 мг/л снижает наработку до отказа в 1,5 раза.

2. Анализ существующих методик подбора нефтедобывающего оборудования и соответствующих компьютерных программ показал значительные расхождения расчетных и замеренных величин в условиях интенсификации добычи нефти. Например, расхождение величины динамического уровня, забойного давления и т.д., зачастую достигает 20-25%.

3. Предложенные зависимости распределения по глубине объемного газосодержания и плотности откачиваемой жидкости с учетом затрубного давления, повышают точность результатов расчета основных рабочих параметров системы «пласт -скважина - насосная установка» в 1,5-2,5 раза.

4. Разработана методика подбора УЭЦН, учитывающая зависимость содержания свободного газа и изменения давления в обсадной колонне на участке "забой -прием насоса - динамический уровень" от глубины, а также зависимость дебита скважины от забойного давления с учетом ряда поправок, таких как поправка Во-геля, поправка С Г. Вольпина и эмпирическая поправка для пластов с высоким газовым фактором. Расхождение замеренных и расчетных величин (давления на приеме насоса, развиваемый напор и т д.) не превышают 7-10 %.

5. Разработана методика прогнозирования наработки до отказа УЭЦН, основанная на методе экспертных оценок и учитывающая осложненные условия эксплуатации скважин.

6. Созданная на базе разработанных методик компьютерная программа подбора УЭЦН, позволяет эффективно подбирать УЭЦН и оптимизирован ь режимы работы оборудования.

7. Созданная программа внедрена на многих нефтедобывающих предприятиях с общим фондом свыше 70 тыс. скважин, что позволило увеличить наработку до отказа УЭЦН в среднем на 15-20%.

Основные работы, опубликованные по теме диссертации

1. Компьютерные методы подбора оборудования для добычи нефти на примере программного комплекса «Автотехнолог», тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Соавтор Штоль А.П. // январь 2000г., М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

2. Обзор современных программ для подбора нефтедобывающего оборудования. Соавтор Ивановский В.Н.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №9-10 за 2000г. М.: ВНИИОЭНГ

3. Компьютерные методы подбора оборудования для добычи нефти и их реализация. Соавторы Ивановский В.Н., Сабиров A.A.// НТЖ «Нефтепромысловое дело» №12 за 2000г. М: ВНИИОЭНГ

4. Компьютерные методы подбора оборудования для добычи нефти на примере программного комплекса «Автотехнолог», тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Соавтор Сабиров A.A. // январь 2001 г., М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

5. «Автотехнолог»-программа подбора винтовых насосных установок для добычи нефти. Соавторы Дарищев В.И., Кузякин Р.И.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефт. промышленности», №1-2 за 2002г.,М: ВНИИОЭНГ

6. Вопросы анализа надежности УЭЦН при интенсификации добычи нефти. Соавтор Маркелов Д.В.// НТЖ «Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа», №2 за 2002г.,М: Нефть и газ

7. Современные методы подбора УЭЦН на примере программы «САМФ». Тезисы докладов конференции «Техника и технология добычи нефти - проблемы и пути их решения.»// ноябрь 2002г., г.Нефтеюганск

8. Подбор оборудования к скважине с помощью программы «Автотехнолог» с учетом поправки Вогеля, тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Соавтор Сабиров A.A. // январь 2003г., М: РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина

9. Проблемы подбора скважинных насосов при интенсификации добычи нефти. Тезисы докладов конференции «Состояние и перспективы производства отечественного бурового и погружного оборудования для нефтяных и газовых скважин.»// апрель 2003г., М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

10. Программный комплекс подбора скважинных насосных установок для добычи нефти «Автотехнолог» и его развитие. Соавторы В.Н.Ивановский, А.А.Сабиров // Научно-технический вестник НК «ЮКОС» №6, 2003г., М: НК ЮКОС

11. Программный комплекс подбора электроприводных скважинных насосных установок для добычи нефти «Автотехнолог». Тезисы докладов конференции «Информационные технологии в электроэнергетике нефтяной и газовой промыш-ленности»//ноябрь 2004г., М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

12. Анализ состояния механизированного фонда скважин по Осинскому нефтяному району ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Соавторы А.А.Сабиров, А.А.Дорофеев, Д.Ю.Ренев // НТЖ «Нефтепромысловое дело» №11 за 2004г.,М: ВНИИОЭНГ

J

Подписано в печать 11-01,ОЯ Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _Заказ 8_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

РНБ Русский фонд

2005-4 45279

А 1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОЙ СИТУАЦИИ В 2 НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Выводы по первой главе

2 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДИК И ПРОГРАММ 16 ПОДБОРА УЭЦН

2.1. Существующие методики и программы подбора оборудования

2.2.Выбор и корректировка методики подбора УЭЦН 22 Выводы по второй главе

3 МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ И 40 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПОНОВОК ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН

3.1. Статистический анализ факторов и параметров, влияющих на работу ^ погружных насосных установок

3.2. Прогнозирование наработки на отказ УЭЦН методами экспертных оценок 60 3.3 Методика оценки экономической эффективности УЭЦН 66 Выводы и результаты по третьей главе СОЗДАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММЫ

4 ПОДБОРА УЭЦН

4.1 .Алгоритм подбора оборудования по созданной 3-х уровневой методике

4.2. Промысловые испытания и пробная эксплуатация методики и программы подбора УЭЦН

Выводы и результаты по четвертой главе

Основные выводы и результаты работы

1. При интенсификации добычи нефти появляются осложняющие работу УЭЦН факторы, главными из которых являются:

• Снижение забойного давления и повышение свободного газосодержания;

• Увеличение температуры откачиваемой жидкости;

• Увеличение содержания мехпримесей в откачиваемой жидкости. Установлено, что увеличение температуры откачиваемой жидкости с 90°С до 100°С снижает наработку до отказа УЭЦН в 2 раза, увеличение содержания мехпримесей со 100 мг/л до 500 мг/л снижает наработку до отказав 1,5 раза.

2. Анализ существующих методик подбора нефтедобывающего оборудования и соответствующих компьютерных программ показал значительные расхождения расчетных и замеренных величин в условиях интенсификации добычи нефти. Например, расхождение величины динамического уровня, забойного давления и т.д., зачастую достигает 2025%.

3. Предложенные зависимости распределения по глубине объемного газосодержания и плотности откачиваемой жидкости с учетом затрубного давления, повышают точность результатов расчета основных рабочих параметров системы «пласт - скважина - насосная установка» в 1,5-2,5 раза.

4. Разработана методика подбора УЭЦН, учитывающая зависимость содержания свободного газа и изменения давления в обсадной колонне на участке "забой -прием насоса - динамический уровень" от глубины, а также зависимость дебита скважины от забойного давления с учетом ряда поправок, таких как поправка Вогеля, поправка С.Г. Вольпина и эмпирическая поправка для пластов с высоким газовым фактором. Расхождение замеренных и расчетных величин (давления на приеме насоса, развиваемый напор и т.д.) не превышают 7-10 %.

5. Разработана методика прогнозирования наработки до отказа УЭЦН, основанная на методе экспертных оценок и учитывающая осложненные условия эксплуатации скважин.

6. Созданная на базе разработанных методик компьютерная программа подбора УЭЦН, позволяет эффективно подбирать УЭЦН и оптимизировать режимы работы оборудования.

7. Созданная программа внедрена на многих нефтедобывающих предприятиях с общим фондом свыше 70 тыс. скважин, что позволило увеличить наработку до отказа УЭЦН в среднем на 15-20%.

1. Агагусейнов Н.Т. «Метод диагностирования для микропроцессорной системы контроля работы штанговых глубинных насосов» Изв. Вузов. Сер. «Нефть и газ» -1985г. №12

2. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. М: Недра, 1971.

3. Адонин А.Н., Добыча нефти штанговыми насосами. М: Недра. 1979г.

4. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. М: Недра, 1978г.

5. Алиев Т.М. Состояние проблемы автоматизации технического диагностирования оборудования. М: ВНИИОЭНГ, 1984г.

6. Алиев Т.М. Приборы и аппаратура для технической диагностики оборудования глубиннонасосных нефтяных скважин. Обзорная информация. Серия Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. М:ВНИИОНГ, 1978г.

7. Алиев Т.М., Агагусейнов Н.Т. «Аппаратно программное средства связи контроля глубиннонасосного оборудования» М:ВНИИОЭНГ , 1988г.

8. Алиев Т.М., Костонян В.Р. «Об одном подходе к распознаванию неисправностей глубинного нефтяного насоса по динамограмме, инвариантной к пространственному положению осей координат» Изв. Вузов. Сер. «Нефть и газ» -1983г. №8

9. Алиев Т.М., Мелик-Шахиазаров A.M. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. М:Недра, 1982г.

10. Ю.Ашманов С.А. Введение в математическую экономику. М: "Наука", 1984.

11. П.Байбаков Н.К., Байков Н.М. и др. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности. Академия естественных наук Россия. М: ИГиРГИ, 1995г.

12. Богомольный Г.И., Палий В.А. Оценка фактических сил трения покоя неподвижной штанговой колонны в наклонно направленных скважинах. Нефтепромысловое дело. №4, 1992г.

13. Болынев Л.Н., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. М: Наука, 1965г.

14. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров. М: Наука, 1986г.

15. Ваганов Ю.Г. Обработка динамограмм с неизвестным масштабом усилия. НТС Нефтепромысловое дело. М:ВНИИОЭНГ 1980г. №6

16. Валиев А.А., Каплан Л.С., Анализ нагрузок в наклонно направленных скважинах при эксплуатации их штанговыми насосами. Серия Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. М:ВНИИОЭНГ, №7, 1991г.

17. Василевский В.Н., Петров А.И., Исследование нефтяных пластов и скважин. М: Недра, 1973г.

18. Вихман Р.Г., Филипов В.Н., Применение нефтедобывающих систем в осложненных условиях. Обзорная информация. Серия ХМ-4 М: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989г.

19. Владимирова Э.В., Зайцева Л.Г., Шакиров Р.Ш. Методика расчета совместной работы пласта и погружного центробежного насоса на ЭЦВМ "Минск-32". Бугульма. Труды ТатНИПИнефть, вып. 19, 1971

20. Владимирова Э.В., Зайцева Л.Г., Шакиров Р.Ш. Расчет на ЭЦВМ давления столба водонефтегазовой смеси в колонне скважины ниже приема погружного насоса. Бугульма. Труды ТатНИПИнефть, вып. 19, 1971

21. Гантмахер Ф.Р. Теория матриц. М:Наука, 1967.

22. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М:Недра, 1983г.

23. Гопан А.И., Филлипов В.Н. Пакет прикладных программ для оптимизации работы системы "насос скважина".1. М: ЦИНТИхимнефтемаш, 1984

24. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н., М: МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, 1982

25. Евченко B.C. Захарченко Н.П. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами М:Недра, 1986г.27.3айнулин Г.Г. Современное нефтепромысловое оборудование. Нефтяное хозяйство. №1.1987г.

26. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации насосного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин. Дисс. на соискание степени д.т.н. М., 1999г.

27. Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М:Нефть и газ, 2002 г.

28. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М: Нефть и газ, 2002г.

29. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 2. М:Нефть и газ, 2003г.

30. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Фролов С.В. Программный комплекс подбора скважинных насосных установок для добычи нефти «Автотехнолог» и его развитие. Научно-технический вестник НК «ЮКОС» №6, М: НК ЮКОС, 2003г.

31. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Фролов С.В. Компьютерные методы подбора оборудования для добычи нефти и их реализация. НТЖ «Нефтепромысловое дело», №12 за 2000г., М: ВНИИОЭНГ

32. Ивановский В.Н., Фролов С.В. Обзор современных программ для подбора нефтедобывающего оборудования. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №9-10 за 2000г., М: ВНИИОЭНГ

33. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н.,

34. М: МИНХиГП им.И.М.Губкина, 1977г.

35. Каталог компании "АЛНАС", г.Альметьевск, 2004г.

36. Каталог компании "БОРЕЦ", М: 2004г.

37. Каталог компании "КАМКАБЕЛЬ", г.Пермь , 2003г.43 .Каталог компании "JIEMA3", г.Лебедянь, 2004г.

38. Каталог компании "ЛИВГИДРОМАШ", г.Ливны, 2004г.

39. Каталог компании "НОВОМЕТ-Пермь", г.Пермь, 2004г.

40. Каталог компании "ПСКОВКАБЕЛЬ", г.Москва , 2002г.

41. Каталог компании "ПОДОЛЬСККАБЕЛЬ", г.Подольск, 2002г.

42. Каталог компании "СИБКАБЕЛЬ", г.Томск, 2002г.

43. Каталог компании "CENTRILIFT", США, 2003г.

44. Каталог компании "ESP", США, 2002г.

45. Каталог компании "ODI", США, 2001г.

46. Каталог компании "REDА", США, 2000г.

47. Каталог компании "ТЕМТЕХ", Китай, 2003г.

48. Каталог компании "ZTS", Словакия, 2001г.

49. Композит каталог. 1995-1996г., г.Люберцы., "Топливо и энергетика" 1995г.

50. Корн Г., Корн Т., Справочник по математике для научных работников и инженеров. М: Наука, 1984г.

51. Кривенков С.В. Повышение эффективности скважинных диафрагменных насосных установок путем совершенствования привода. Диссер. Канд. тех. наук. М. 1994г.

52. Лепехин Ю.Н., Совершенствование расчетных методов оценки надежности штанг с целью улучшения компоновок штанговых колонн, работающих в наклонно направленных скважинах. Дисс. на соискание степени к.т.н., М. 1997г.

53. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин. Нефтяное хозяйство, 1971, № 7.

54. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800. Нефтяное хозяйство, 1958, №2.

55. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов. Труды ВНИИ им. Крылова, М, 1964, вып.41.

56. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М: Недра, 1976.

57. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М: Недра. 1989г.

58. Международный транслятор «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти», под ред. Алекперова В.Ю., Кершенбаума В.Я., М: Международная инженерная энциклопедия, 1999г.

59. Мудров А.Е., Численные методы для ПЭВМ на языках Бейсик, Фортран и Паскаль. Томск, МП Раско, 1991 г

60. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М:Недра, 1969

61. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М: Недра, 1965

62. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности). М:Недра, 1987г.

63. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М:Наука, 1968г.

64. Репин Н.Н., Муравьев И.М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважине. М: Недра, 1972г.

65. СаатиТ. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М: "Радио и связь", 1993г.

66. Саати Т., Керис К.П. Аналитическое планирование. Организация систем. М: "Радио и связь", 1991г.

67. Сабиров А.А. Повышение эффективности работы ШСНУ за счет своевременного распознавания неисправностей с помощью системы диагностики. Диссер. канд. тех. наук. М. 1999г.

68. Сабиров А.А., Фролов С.В., Дорофеев А.А., Ренев Д.Ю. Анализ состояния механизированного фонда скважин по Осинскому нефтяному району ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». НТЖ «Нефтепромысловое дело» №11 за 2004г., М: ВНИИОЭНГ

69. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Гиматудинова Ш.К. М: Недра, 1983г.

70. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. Обзорная информация. Серия ХМ-4. М: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1983г.in

71. Филиппов В.Н. Влияние погрешностей исходных данных на точность рекомендаций в задаче подбора УЭЦН к скважинам. РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. №12, 1979г.,

72. Фролов С.В. Современные методы подбора УЭЦН на примере программы «САМФ». Тезисы докладов конференции «Техника и технология добычи нефти проблемы и пути их решения», ноябрь 2002г., г.Нефтеюганск

73. Фролов С.В., Дарищев В.И., Кузякин Р.И. «Автотехнолог» программа подбора винтовых насосных установок для добычи нефти. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», №1-2 за 2002г., М: ВНИИОЭНГ

74. Фролов С.В., Маркелов Д.В. Вопросы анализа надежности УЭЦН при интенсификации добычи нефти. НТЖ «Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа», №2 за 2002г., М: Нефть и газ

75. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. МгВНИИОЭНГ, 1994г.

76. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. М:ВНИИОЭНГ, 1994г.

77. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений. Сбор и подготовка промысловой продукции. МгВНИИОЭНГ, 1994г.

78. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений. Подготовка и закачка технологических жидкостей. М:ВНИИОЭНГ, 1994г.

79. Хорн Р., Джонсон Ч. Матричный анализ. М:Мир, 1989г.

80. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М:Недра, 1983г.

81. Научно-технический вестник НК «ЮКОС». №6 за 2003г., М:НК ЮКОС