автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Совершенствование электроцентробежной насосной установки для скважин с высокой пластовой температурой

На правах рукописи

ЗДОЛЬНИК СЕРГЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СКВАЖИН С ВЫСОКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ

Специальность 05 02.13 - «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□ □□44 УСШБ

Уфа - 2008

003447086

Работа выполнена в ООО «РН-Юганскнефтегаз» ОАО «НК «Роснефть».

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты.

доктор технических наук, профессор Зубаиров Сибагат Гарифович

кандидат технических наук Гафуров Олег Гареевич

Ведущая организация

НПО «Нефтегазтехнология».

Защита состоится 3 октября 2008 года в 16-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 289 05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан 2 сентября 2008 года

Ученый секретарь совета

Лягов А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

В настоящее время основной объем добываемой в России нефти приходится на месторождения Западной Сибири. При этом широкое распространение имеют установки элсктроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудовано до 70 % добывающих скважин Юганского региона. Данное положение обусловлено преимуществами УЭЦН (высокая производительность и напор), реализуемыми в процессе увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимостью форсированного отбора жидкости из скважин При больших подачах, по затратам энергии на тонну добываемой нефти, электроцентробежные насосы (ЭЦП) более выгодны, чем штанговые

Главной задачей нефтегазодобывающих предприятий является максимально возможная добыча нефти и газа с наименьшим уровнем удельных эксплуатационных и капитальных затрат на тонну добываемой продукции, что требует постоянного совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа.

Современное состояние эксплуатации нефтяных месторождений России характеризуется существенным влиянием осложняющих факторов С каждым годом увеличиваются объемы вкладываемых финансовых ресурсов в профилактику и устранение последствий их влияния на работу УЭЦН Интенсификация отбора жидкости при снижении динамического уровня и забойного давления приводит к необходимости увеличения глубины спуска погружного оборудования, что существенно обостряет проблему низкой термостойкости отдельных его узлов и требует дополнительных затрат по обеспечению эффективной эксплуатации в условиях повышенных температур. Последнее возможно при использовании более дорогих составных элементов погружного оборудования, таких как синтетические термостойкие масла для погружных электродвигателей (ПЭД), специальные термостойкие материалы для изготовления резинотехнических деталей УЭЦН и др.

Таким образом, разработка методов повышения термической стойкости погружного оборудования УЭЦН для эффективной эксплуатации в условиях повышенных температур скважин является весьма актуальной и требует поиска новых технических решений, направленных на сокращение непроизводительных затрат в процессе нефтедобычи

Целью работы является повышение эффективности эксплуатации и продление ресурса скважинного оборудования УЭЦН в условиях высоких пластовых температур

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие основные задачи:

1) анализ эксплуатации скважинного оборудования УЭЦН в условиях повышенного температурного режима скважин нефтяных месторождений Западной Сибири,

2) усовершенствование расчетной модели теплообмена в элементах ПЭД с учетом конвективного переноса теплоты, позволяющей оценить допустимое время работы УЭЦН при выводе скважины на режим,

3) разработка конструкции УЭЦН с дополнительной системой охлаждения высокооборотного регулируемого ПЭД путем принудительного его обтекания добываемой жидкостью;

4) исследование теплообмена в элементах ПЭД и работы УЭЦН с дополнительной системой охлаждения высокооборотного регулируемого двигателя в условиях повышенных температур

Методы решения поставленных задач:

1 Статистический анализ влияния температуры на работу скважинного оборудования УЭЦН

2 Аналитический расчёт температуры в элементах ПЭД на основе теории теплообмена с учётом конвективной составляющей.

3 Конструкторская проработка рекомендованных мероприятий Экспериментальные исследования высокооборотного регулируемого ПЭД с дополнительной системой теплоотвода в стендовых и промысловых условиях.

Научная новизна

1 Усовершенствована математическая модель теплообмена в элементах скважинного оборудования УЭЦН, учитывающая анизотропию теплофизиче-ских свойства и внутренние источники тепла элементов ПЭД, а также конвективную составляющую в процессе переноса теплоты от поверхности ПЭД к поверхности эксплуатационной колонны

2 Расчетным путем в рамках предложенной математической модели доказано, что конвективный перенос теплоты изменяет температурное поле в элементах ПЭД на 10 %

3 Установлено, что конвективная составляющая переноса теплоты в диапазоне температур 70 140 °С увеличивает время нагрева ПЭД как минимум на 25%

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы, практические рекомендации по совершенствованию узлов УЭЦН для эксплуатации в скважинах с повышенной температурой пласта, новое техническое решение по дополнительной системе охлаждения высокооборотного регулируемого ПЭД

Практическая ценность работы

Получены номограммы для оценки допустимого времени работы высокооборотного регулируемого ПЭД без циркуляции охлаждающей жидкости в зазоре между его поверхностью и поверхностью эксплуатационной колонны в процессе вывода скважины на режим

Предложено техническое решение (пат РФ №2293217), направленное на повышение эффективности эксплуатации скважин установками погружных центробежных электронасосов в условиях повышенных температур, реализованное в виде дополнительной системы охлаждения высокооборотного регулируемого ПЭД посредством его принудительного обтекания жидкостью Эксплуатация 20 установок с дополнительной системой охлаждения ПЭД позволила при повышении средней наработки на отказ на 37 % увеличить добычу нефти на 40 %.

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных трудах, в том числе 11 статьях, 3 из которых в изданиях, включенных в Перечень ВАК, и 1 патенте РФ

Структура и объём диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 133 наименований, двух приложений и изложена на 120 листах машинописного текста, включая 37 рисунков и 9 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении раскрыта актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования, приведены основные защищаемые положения и научная новизна выполненных исследований, а также их практическая значимость.

В первой главе диссертации проанализированы условия эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов на месторождениях Западной Сибири (на примере месторождений Юганского региона) с учётом осложнений, обусловленных действием высокой температуры, а также рассмотрены методы оценки температурного режима системы «скважина-погружная установка»

Динамика важнейших показателей качества работы с механизированным фондом скважин, таких как межремонтный период работы (МРП) или средняя наработка на отказ (СНО), может улучшаться при системном выполнении мероприятий по сокращению влияния осложнений (снижение числа отказов) или ухудшаться при выполнении различных геолого-технических мероприятий (интенсификация, гидравлический разрыв пласта и др), так как это усложняет условия эксплуатации

Особенностью эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири является то, что их геотермические и технологические условия существенно отличаются от соответствующих условий других нефтяных регионов России, в ча-

стносга, для них характерна повышенная температура пластовой жидкости Так для месторождений Юганского региона в скважинах, оборудованных УЭЦН, диапазон изменения температуры составляет 70 120 °С При этом доля скважин с температурой пласта выше 90 °С составляет около 20 %

Широкомасштабная интенсификация добычи нефти на месторождениях Юганского региона сопровождается увеличением глубины спуска оборудования УЭЦН, снижением динамического уровня и забойного давления в скважинах С увеличением глубины спуска оборудования на 480 м почти вдвое уменьшился МРП, в том числе за сч&г негативного влияния высоких температур на узлы погружного оборудования УЭЦН, что требует более 300 дополнительных подземных ремонтов в год

При увеличении температуры усугубляется влияние высокой агрессивности пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворённого газа, что приводит к дополнительным отказам погружного оборудования, в том числе за счёт нарушения теплообменного процесса

Исследованию эксплуатации УЭЦН в условиях повышенных температур посвящены работы Алексеева Т А, Афанасьева В А., Богданова А. А, Гафурова О Г, Гловахского Е А, Даршцева В И, Деньгаева А Д, Дроздова А.И, Зейгмана Ю В , Зубаирова С Г, Ибрагимова Н.Г, Ивановского В Н, Игревского В И, Ка-малетдинова Р С, Кудряшова С И, Кутдусова А Т, Люстрицкого В М, Ляпкова П Д, Максимова В П, Маркелова Д В , Матвеева С Н, Миронова Ю С , Мищенко И Т, Оводкова О А., Петрухина В В , Протасова В Н, Сабирова А А, Уразакова К Р, Филиппова В Н, Фролова С В, Черемисинова Е М, Шестрюка А.Н, Шишкова С А., Шмидта С А, Щурова В И, Язькова А.В и других исследователей

Повышенная температура является одной из основных причин выхода из строя ПЭД Существующие методы оценки теплового состояния погружного оборудования УЭЦН в основном носят эмпирический характер и не учитывают

закономерностей теплообмена в элементах ПЭД при работе УЭЦН в нестационарном режиме (например, вывод скважины на режим)

Вторая глава посвящена усовершенствованию расчетной модели теплообмена в высокооборотном регулируемом ПЭД Предложенная модель теплообмена в погружном электродвигателе, в отличие от существующих, позволяет одновременно учитывать анизотропию двигателя и конвективный теплообмен между его элементами, а также между поверхностью двигателя и эксплуатационной колонной Последнее особенно важно при моделировании вывода скважины на режим, когда циркуляция жидкости между корпусом ПЭД и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны отсутствует.

В основу предлагаемой модели положены следующие допущения:

- ПЭД и дополнительная система охлаждения разбиваются на отдельные элементы, между которыми рассчитываются процессы тепло- и массообмена,

- температура постоянна в пределах одного элемента,

- для каждого элемента задаются теплофизические свойства и мощность внутренних источников тепла, являющиеся в общем случае функцией температуры и времени (анизотропия ПЭД и внутренних источников тепла);

- коэффициент теплопередачи между двумя контактирующими элементами определяется аналогично решению задачи о теплопроводности через двухслойную стенку, площадь которой равна площади контакта элементов;

- задача рассматривается как нестационарная, т.е. температура элементов в данный момент времени определяется по известному температурному полю в предыдущий момент времени из решения уравнения теплового баланса для отдельных элементов, при этом мощность внутренних источников тепла определяется либо экспериментально, либо из расчета электромагнитных параметров ПЭД; решение стационарной задачи получается как асимптотическое решение для нестационарной задачи при г -> °о для некоторого начального шля температур,

- интенсивность конвективного теплообмена в каналах дополнительной системы охлаждения и в пространстве между стенками эксплуатационной ко-

лонны и корпусами двигателя и холодильника определяется из зависимостей вида N11 = Ыи(Рг, Яе), где N11, Рг и Ке- числа Нуссельта, Прандтля и Рейнольдса, соответственно.

Температурное поле ПЭД, рассчитанное по усовершенствованной математической модели с учётом конвективной составляющей переноса теплоты, показано на рисунке 1.

140

Рисунок 1 - Температурное поле ПЭД, определённое в рамках разработанной

модели

Результаты расчётов температуры в элементах ПЭД представлены на рисунке 2 и в таблице 1. При этом учтена зависимость величины энергетических потерь в ПЭД от его температурного уровня. Из представленного следует, что с течением времени интенсивность конвективного переноса тепла увеличивается, что снижает температуру элементов двигателя. Так, время нагрева ПЭД от 70 до 140 °С увеличивается на 25 %. Учёт этого обстоятельства позволяет при выводе скважины на режим увеличить время работы УЭДН до технологической паузы.

На рисунке 3 приведена номограмма допустимого времени работы высокооборотного регулируемого электродвигателя без циркуляции охлаждающей

Время,с

1 -■-♦--- обмотка статора

2 •••■••■ Корпус

3 —•—Обмотка статора с учетом естественной конвекции

4 —а—Корпус с учетом естественной конвекции

Рисунок 2 - Влияние конвективной составляющей переноса тепла на температуру элементов высокооборотного регулируемого ПЭД при частоте вращения 7000 об/мин

Таблица 1 - Зависимость времени нагрева ПЭД от температуры

Температура, °С Время нагрева, с Увеличение времени нагрева, %

без учёта естественной конвекции с учётом естественной конвекции

70 0 0 0

90 380 640 68

110 1070 1500 40

130 2060 2610 27

140 2670 3340 25

о-|-;-,-;-г-!-;-,—

6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 ЮООО

Частота вращения, об/мин

---- Температура гарных пород на глубине спуска установки 50 "С

- Температура горных пород на глубине спуска установки 70 "С

- Температура горных пород на глубине спуска установки 90 ®С

Рисунок 3 - Номограмма допустимого времени работы ПЭД без циркуляции охлаждающей жидкости

жидкости, построенная по расчётной модели для эксплуатации колонны диаметром 168 мм и мощности на валу ПЭД, соответствующей подаче 60 м3/сут.

В третьей главе представлена конструкция УЭЦН с дополнительной системой охлаждения ПЭД, обеспечивающей циркуляцию добываемой жидкости в зазоре между его корпусом и кожухом теплообменника.

Эффективное охлаждение электродвигателей (особенно высокооборотных) погружных насосных агрегатов снижает вероятность их отказа и, соответственно, увеличивает МРП. Вероятность отказа насосного агрегата по причине не эффективного охлаждения ПЭД особенно высока при выводе скважины на стационарный режим эксплуатации. Для обеспечения оптимального температурного режима электродвигателя в процессе вывода скважины на режим предлагается использовать кожух для дополнительного охлаждения электродвигателя. Размещение ПЭД внутри такого кожуха обеспечивает возможность увеличе-

ния скорости движения откачиваемой жидкости и, соответственно, повышает интенсивность охлаждения электродвигателя. Кожух дополнительной системы охлаждения показан на рисунке 4, а варианты его исполнения приводятся на рисунке 5.

1 - сепарирующий узел; 2 - гильза -вставка; 3 -входное отверстие гильзы-вставки; 4 - шнековый узел; 5 - якорный узел вала сепарирующего узла; 6 - входное отверстие сепарирующего узла; 7 - кожух; 8 - электродвигатель; 9 - токоввод; 10 - внешняя поверхность теплообменника; 11 - входные отверстия кожуха

Рисунок 4 - Кожух дополнительной системы охлаждения ПЭД

Рисунок 5 - Варианты исполнения кожуха для принудительного обтекания

ПЭД жидкостью

В процессе эксплуатации пластовая жидкость, проходя по каналам кожу-обтекает и охлаждает внешнюю поверхность ПЭД обеспечивая дополни-

тельный отвод тепловой энергии от масла электродвигателя, циркулирующего по специально выполненным каналам Предложенное техническое решение,' реализовано в конструкции УЭЦН с высокооборотным регулируемым электродвигателем.

В четвёртой главе приводятся результаты стендовых и промысловых испытаний УЭЦН с дополнительной системой охлаждения высокооборотного регулируемого электродвигателя. Для экспериментов использовался стенд НПО «ВНИИНЕФТЕМАШ», позволяющий моделировать работу теплообменника Результаты измерений температуры для частотного режима 10000 об/мин при мощности на валу двигателя 38,2 кВт представлены на рисунке 6 Из рисунка следует, что в начальный период времени (до 10 мин) происходит интенсивный рост температуры корпуса электродвигателя. Температура охлаждающей жидкости при этом практически не меняется Характерной особенностью следующего периода (10 50 мин) является тот факт, что все большее количество тепла передается жидкости, что вызывает рост ее температуры При этом темп роста температуры корпуса двигателя снижается. Спустя 50 мин после начала опыта тепловой режим стабилизируется

Итоговые результаты экспериментальных исследований приведены на рисунке 7, из которого следует, что перепад температуры между стенкой корпуса двигателя и обмоткой статора монотонно возрастает с увеличением мощности на валу

При работе двигателя в режиме холостого хода потери, обусловленные омическим выделением тепла в обмотке статора, незначительны Это обстоятельство дает возможность по потерям мощности на холостом вращении двигателя определять суммарные потери (гидравлические, механические, магнитные).

На рисунке 8 показано отношение величин измеренных потерь холостого хода к рассчитанным в рамках предложенной модели. Для частотного диапазона 3000 10000 об/мин, в котором на практике работает высокооборотный регулируемый ПЭД, имеет место хорошее совпадение аналитических и экспериментальных данных.

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Время, с

ф - температура охлаждающей жидкости щ - температура корпуса ^ - температура обмотки статора

Рисунок 6 - Результаты измерений температуры элементов ПЭД при частоте вращения 10000 об/мин и мощности на валу 38,2 кВт

Промысловые испытания насосных установок с высокооборотным регулируемым электродвигателем (ЭЦН АКМ) проводились на скважинах месторождений Юганского региона, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз»

о

40 35

2. 30 &

а 25

0 с

1 20

15 10 5 0

1 ........4.........

< 1 1 1

1 1 ♦ 1

1 1

1 1 1

1 1 !

1 ________л_________ !

: А 1 1

4000

5000

6000

7000

0 □

0

5000 об/мин, мощи на валу 4,1кВт 7000 об/мин, мощн на валу 11,1 кВт 8000 об/мин, мощн на валу 15,2 кВт

8000 9000 10000 11000 Частота вращения, об./мии

А 6000 об/мин, мощн на валу 5,9 кВт ' 7000 об/мин, мощн на валу 12,9 кВт А дооо об/мин, мощн на валу 24,9 кВт

10000 об/мин, мощн на валу 38,2 кВт ▼ 10000 об/мин, мощн на валу 32,7кВт

Рисунок 7 - Разность температур обмотки статора и корпуса ПЭД в зависимости от частоты вращения и мощности на валу

Установки были оснащены кожухами для принудительного обтекания ПЭД пластовой жидкостью На рисунке 9 представлены данные объективного контроля (телеметрии) параметров работы установки УЭЦН АКМ на скважине 3201 куста 46А Усть-Балыкского месторождения Юганского региона Установка оснащена

1,4 1,2 1

0,8 0,6 0,4 0,2 0

]

3 1

J 3 3 ■1

- - -

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Частота вращения, об/мин

Рисунок 8 - Соотношение потерь мощности (К) на холостое вращение полученное экспериментально и расчётным путём для высокооборотного регулируемого электродвигателя мощностью 45кВт

кожухом принудительного обтекания (КПО). На графиках показаны следующие параметры: температура масла в ПЭД, фазовый ток двигателя, частотный режим и давление на уровне приёма насоса. Синими пунктирными линиями показана температура масла в ПЭД, рассчитанная в рамках разработанной модели с использованием измеренных данных (усреднённые ток и частотный режим, по которым определялись потери в элементах ПЭД) и технологического режима (состав и физические свойства пластовой жидкости, дебит, обводнённость и т.д.). Достаточно хорошее совпадение опытных и расчётных данных свидетельствует об адекватности разработанной методики.

<а ■ в о. * я •| *

; - ; : • - • - | .: 1

• ••••' -(...- ...... - •—■'...... 1-------...... Г Расчетная температу ра, 1= 111 °С

.............................. ...........................1...........--

«нот ми.яг ад и« м 1»са« иш ии 07 0»||» 0X1 «г Ю11ВГ 011 аса ч«-сс же« «я аю ¡аое» <** П7 МП ЦТ 0«! о» моею сен ■00 1С.№М 1аг«0в |*«»0 1в*М0 1*0 IX ЛООйО »«ООО СО ОС СО СХ1 >м о-огоо

Рисунок 9 - Данные объективного контроля (телеметрии) параметров работы установки ЭЦН АКМ на скважине 3201 куста 46А Усть-Балыкского месторождения Юганского региона

В таблице 2 приведены результаты использования опытного варианта установок на скважинах, которые показали, что эксплуатация установок ЭЦН АКМ с дополнительной системой охлаждения ПЭД позволяет при повышении средней наработки на отказ установки на 37 % увеличить добычу нефти на 40 %.

Таблица 2

Результаты внедрении опытного погружного оборудования с дополнительным кожухом принудительного обтекания и теплообменником

№ Меев?. 1ЦЩ Оса. До ВХеДреНИЯ Дата внедрения Пасла внадремм

Типоразмер установки Г>чг£инв спуска (м''сут) Рэаб (ал») СНО (5 рейсов) Типоразмер установки Глубина спуска Q ЖМДК, (nVcyrí Рааб 1»™1 СНО (суЧ Состояние Прмае-4e»efe Намммм СТО (СУП

1 УБ 3192 ЭЦНМ5-50-1762 2262 29 95 297 24 04 2006 АКМ-60-2300 2262 36 701 578 отхаа 281

2 УБ ззаэ ЭЦНА5-30-1929 2298 33 119 140 07 05 2006 АКМ-60-2300 2310 54 599 85 стша OTIOl кабеля -55

3 ЮС 5227 ЭЦН 1251880 2369 69 42 1S8 20 06 2006 АКМ-80-2300 2364 72 43 1 276 anta» 88

4 УБ 1149р ВНН-59-2292 2631 34 84 38 21 06 2D06 АКМ 60-2100 i 2631 25 1144 133 orna 95

i Омб 746 ЭЦНА5-80-2415 2702 37 72 370 23 06 2006 АКМ-60-2300 2702 38 97 2 300 ОГК» стаз кабеля -70

6 ЮС 757 ЭЦНА5-М 2076 2215 54 48 279 23 07 2008 АНМ-бОЗЗОО 2350 73 680 571 отава 292

7 ВС 108 ЭЦН-45-2295 2454 34 82 69 01 08 2006 АЛЛ-8 0-2100 2720 24 908 117 cmai 48

Ь УБ 3389 ЭЦНА5-30-1929 22S8 53 11S 121 02 08 2006 АКМ-805300 2310 106 1490 41 откаа отааа кабеля -80

9 УБ 3107 ЭЦНА5-50-2100 2200 564 94 105 10 08 2006 АКМ-80-2100 220) 61 600 159 откн 54

10 УБ 1150р ВННПИ5-78-2200 2339 75 4 90 29 20 06 3308 АКМ40-2100 2639 75 590 10 ота» мех примесм -19

11 ЮС 5100 ЭЦН-60-22Ю 2421 128 143 11 24 08 2006 лкм-ео-гзоо 2500 76 98 0 43 OTVB8 32

12 Омв 740 ЭЦН54Р-1910 2643 402 115 251 08 09 2006 АКМ-80-2300 2643 43 76 8 280 етхаа 29

13 УБ 3270 ЭЦЦ-Й0-1700 2123 40 84 176 24 09 2006 AKU40-2300 2400 68 ~129<Г1 174 ODOI мех прашеси -2

14 УБ 3042 ЭЦНА5-80-2075 2197 385 52 356 03 10 2008 AKMÍ0-2100 2350 49 91 1 346 етка» отяз кабеля -10

15 УБ 3217 ЭЦНБ5-30-1878 2202 14 70 147 27 10 2006 АКМ-80-2300 2210 75 61Л 501 в работ« 354

1В УБ 3014 ЭЦНА5-50-1775 2201 35 74 349 2811 2006 АКМ 60-2300 2298 34 59 6 469 в работе 120

17 УБ 1410 ЭЦНДП5-20-1975 2286 15 94 86 0712 гоов АКМ22Н-60-2300 2396 25 413 13 OTKBI откаа кабеля -73

1» УБ 3213 ЭЦНДП5-20-1976 2203 28 75 76 06 02 2007 АКМ22Н 80-гзоот 2203 12 667 53 0TKB» откаа пбеля -23

19 ЮС 3227 АКМ-60-2300 2369 71 120 51 26 03 2007 АДО-80-2300 2355 69 55-2 185 отгаа 134

20 Солк. 1152Р ВННПИ5-59-1953 2400 50 95 184 19 04 2007 ЛКМ-8 0-2100 2400 50 67 249 стткаа 65

СРЕДНЕЕ Z1SC 42 90 1U М12 а п 271 а

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 °С 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... 10000 об/мин, позволяющие оценить потери мощности на холостое вращение.

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

Основные результаты опубликованы в следующих научных трудах:

1 Здольник С Е Повышение надежности УЭЦН для работы в условиях скважин / Здольник С Е, Маркелов Д В. // Бурение и нефть - 2005. - № 5. - С. 20 - 23.

2 Кудряшов С И Насос с интеллектом / Кудряшов С.И, Здольник С Е, Литвиненко В А. и др // Нефть России - Нефтяной сервис: ж-л, тематический выпуск,ноябрь2005 -№6 - С 22-26

3 Кудряшов С.И. Опыт эксплуатации российских интеллектуальных погружных насосов / Кудряшов С И., Здольник С Е., Литвиненко В А и др. // Территория НЕФТЕГАЗ -2005 -№11 - С 40-45

4 Кудряшов С И Дороже, но эффективнее / Кудряшов С И, Здольник С Е , Литви-ненко В А и др // Нефть России - 2005 - № 12. - С 64-66

5 Кудряшов СИ Об эффективности применения интеллектуальных погружных высокооборотных установок с регулируемым электроприводом / Кудряшов С И, Здольник С Е, Сахно Н В и др // Нефть России - 2006 - № 1 - С 62 - 64

6 Деныаев АД Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО «Юганскнеф-тегаз» / Деньгаев А Д, Дроздов А Н, Здольник СЕ и др // Нефтяное хозяйство -2006 - № 2 - С 86-88

7 Дроздов А Н Влияние частоты вращения вала на характеристики газосепараторов к УЭЦН / Дроздов А Н, Деньгаев А Д, Здольник СЕ и др. // Бурение и нефть - 2006 - № 7/8 - С 20-23

8 Здольник СЕ Опыт управления осложнениями механизированного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Здольник С Е, Литвиненко В А., Маркелов Д В и др // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9 - С 32-34

9 Кудряшов С И Внедрение передовых технологий механизированной добычи в ОАО «Ж «Роснефть» / Кудряшов С И, Здольник С.Е, Литвиненко В А и др. // Нефтяное хозяйство. - 2006 - № 9 - С 44-47

10 Уразаков К.Р Справочник по добыче нефти / Уразаков К Р., Дашев-ский А В , Здольник С Е. и др . под ред. К Р Уразакова - СП, ООО «Недра»,

2006 -448 с

11 Здольник С Е Внедрение современных технологий разведки, разработки и эксплуатации месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Здольник С Е., Пасынков А.Г II Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» -

2007 -№4. - С.14 - 20

12 Пат. № 2293217 Российская Федерация. Погружной насосный агрегат с системой принудительного охлаждения электродвигателя / Кудряшов С.И, Здольник С.Е, Литвиненко В А. и др; заявл. 15 09 2005; опубл. 02.10.2007, Бюл. № 4.

Подписано в печать 25 08 08 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Гарнитура «Тайме» Печать трафаретная Уел - печ л 1 Тираж 90 Заказ 152 Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

ВВЕДЕНИЕ.

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.

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 насоса; наличие 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°С 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. 10000 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%.

1. А.с. 311046 СССР F04D7/06, F04D13/10 Погружной электронасос / В.В. Васильев, И.С. Гуревич, A.M. Морошан и др.- № 1397295; Заявл. 13.01.70// Изобретения (Заявки и патенты). 1971. - № 24.

2. А.с. 1262026 СССР Е21В43/00, F04D15/00. Способ эксплуатации скважинного насоса с частотно-регулируемым приводом / В.Г. Ханжин // Изобретения (Заявки и патенты). 1986. - №37.

3. Алексеев 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. Алексеев Ю.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. — Уфа, Башнипинефть. 2000.- 23с.

5. Алиев И.М. Диагностирование работы нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. М., ВНИИ им. А.П. Крылова. - 1988. - 25с.

6. Амерканов 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. Аптыкаев Г.А. Опыт эксплуатации электропогружных установок в НГДУ «Лянтрнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»/ Г.А. Аптыкаев // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998. - №3. - С. 16-17.

9. Атнабаев З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов / З.М. Атнабаев // Нефтепромысловое дело. 2003. - №4. - С. 25-30.

10. Баренблатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах/

11. Г.И.Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик М.: Недра, 1984. -211с.

12. Богданов 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. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. / А.А. Богданов- М.: Недра, 1968. 272с.

14. Болгарский А.В. Термодинамика и теплопередача / А.В. Болгарский, Г.А. Мухачев, В.К. Щукин М.: Высшая школа, 1975.- 495 с.

15. Борисенко А.И. Охлаждение промышленных электрических машин./ А.И. Борисенко, О.Н. Костиков, А.И. Яковлев.- М.: Энергоатомиздат, 1983. 296с.

16. Бочарников В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебное пособие. / В.Ф. Бочарников Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. - 336с.

17. Валиханов А.В. Подземный ремонт насосных скважин / А.В. Валиханов, Н.И. Хисамутдинов, Г.З. Ибрагимов М.: Недра, 1978. - 198с.

18. Варгафтик 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. Вукалович 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. Гловатский 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. Грон 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. Дождиков 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. Дроздов 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. Емцев Б.Т. Техническая гидромеханика/ Б.Т. Емцев М: Машиностроение, 1987. - 439с.

31. Здольник 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. Зейгман 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. Ивановский 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. Ивановский 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. Ивановский 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. Исаченко В.П. Теплопередача./ В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел М.: Энергия, 1975. - 552с.

39. Казак А.С. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. / А.С. Казак, И.И. Росин, Л.Г. Чичеров- М.: Недра, 1973. 232с.

40. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными насосами / Л.С. Каплан М.: 1980. — 68с. (Нефтепромысловоедело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ).

41. Каплан JI.C. Скважинные центробежные насосы для добычи обводненной нефти: Учебное пособие/ JT.C. Каплан Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1986. -71с.

42. Кибирев 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. Копылов И.П. Электрические машины/ И.П. Копылов М.: Высшая школа, 2000.-361с.

44. Кошелев 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. Кудряшов 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. Кутдусов А.Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами: Дисс. . канд. техн. наук. Уфа, БашНИПИнефть. - 2002. - 134с.

47. Лабунцов Д.А. Физические основы энергетики: Избранные труды по теплообмену, гидродинамике, термодинамике/ Д.А. Лабунцов М.: Изд-во МЭИ, 2000. -388с.

48. Лабунцов Д.А. Механика двухфазных систем / Д.А. Лабунцов, В.В. Ягов -М.: Изд-во МЭИ, 2000. 262с.

49. Лыков А.В. Теория теплопроводности. / А.В. Лыков М.: Высшая школа, 1967.-599 с.

50. Люстрицкий 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. Ляпков П. Д. Технология и техника добычи нефти: Учебное пособие/ П. Д.

52. Ляпков, В.П. Павленко М.: Изд-во Моск. ин-та нефти и газа им. И.М. Губкина, 1988.-82с.

53. Мамуна В.Н. Экспериментальное исследование пластовых нефтей/ В.Н. Мамуна, Г.Ф. Требин, Б.В. Ульяновских М.: ГосИНТИ, 1960. - 149с.

54. Маркелов 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. Матвеев 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. Михеев М.А. Основы теплопередачи/ М.А. Михеев М.: Госэнергоиздат, 1956. -392с.

57. Михеев М.А. Основы теплопередачи/ М.А. Михеев, И.М. Михеева М.: Энергия, 1977. - 344с.

58. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти./ И.Т. Мищенко М.: 1978. - 72с.- (Нефтепромысловое дело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ).

59. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти/ И.Т. Мищенко М.: Недра, 1989.245 с.

60. Мищенко И.Т. Технология и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости из скважин/ И.Т. Мищенко — М.: Недра, 1980. — 200с.

61. Молчанов 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. Муравьев И.М. Спутник нефтяника: Справочник/ И.М Муравьев. М: Недра, 1977, - 304 с.

64. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газовых смесях/ И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко- М.: Недра, 1969.-237с.

65. Мухаметгалеев 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. Павленко В. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов./ В. Павленко, М. Гинзбург // Технологии ТЭК. 2004. - №3. - С. 46-52.

76. Патент 2136970 RU F04D13/10. Погружной электронасос / К.Р. Уразаков; Н.Х. Габдрахманов; З.Р. Кутдусова; Т.К. Уразаков; А.Т. Кутдусов; Ю.В. Алексеев №97107695/06. Заявл.06.05.1997.// Изобретения (Заявки и патенты). 1999.-№10

77. Пат. 2042792 RU Е21В43/00. Способ эксплуатации насосных скважин/ В.А. Афанасьев, И.А. Гордон, П.Т. Семченко №5061252/03; Заявл. 02.09.92.//Изобретения (Заявки и патенты). - 1995. - № 24.

78. Пат. 2056539 RU Е21В43/00; F04D13/10. Перепускное устройство для погружных электронасосов/ В.Л. Грабовецкий №5033708/06; Заявл. 04.02.92.//Изобретения (Заявки и патенты). -1996. - № 8.

79. Пат. 2057907 RU Е21В43/00. Способ эксплуатации малодебитной скважины с частотно регулируемым приводом/ В.Г. Ханжин -№93019999/03. Заявл. 14.04.93.// Изобретения (Заявки и патенты). 1996. -№10.

80. Пат. 2081998 RU Е21В43/00. Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами/ B.JT. Грабовецкий №93051749/03; Заявл. 09.11.93.// Изобретения (Заявки и патенты). - 1997. - № 17.

81. Пат. 2236742 RU Н02К9/19, Н02К5/132. Погружной электродвигатель/ В.М. Девликанов, А.А. Иванов, О.А. Оводков, Е.М. Черемисинов // -№2002123274/09; Заявл. 30.08.2002// Изобретения (Заявки и патенты). 2004.- №22236742 от 20.09.2004.

82. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях/ М.Н. Персиянцев — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653с.

83. Петрухин 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. Петухов Б.С. Теплообмен в ядерных энергетических установках/ Б.С. Петухов, Л.Г. Генин, С.А. Ковалев. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 277с.

85. Петухов Б.С. Обобщающие зависимости для теплопередачи в трубах кольцевого сечения / Б.С. Петухов, Л.И. Ройзен ТВТ, 1974, т.12, №3, С.565.

86. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка/ A.M. Пирвердян М.: Недра, 1986 - 120с.

87. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах/ Ю.М. Проселков М.:1. Недра, 1975.-224 с.

88. Протасов 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. Трахтман 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. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения / Г. Уоллис М.: "Мир", 1972.-440с.

103. Уразаков 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. Уразаков 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. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежныхнасосов для добычи нефти. / В.Н. Филиппов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1983. - №4. - С. 49.

107. Хохлов В.К. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов/ В.К. Хохлов, Н.М. Горутько М.: 1980. — 56с. -(Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

108. Хошанов Т. Прогнозирование глубины отложения парафина в скважине / Т. Хошанов, Н. Ширджанов // Нефтепромысловое дело. 1981. -№4. - С.21-23.

109. Черемисинов 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. Черемисинов 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. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы/ Л.Г. Чичеров -М: Недра, 1983.-312 с.

112. Шишков 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. Шлыков Ю.П. Контактный теплообмен/ Ю.П. Шлыков, Е.А. Ганин -М.: Госэнергоиздат, 1963. 230 с.

114. Шмидт С.А. Исследование нестационарной работы системы "пласт-скважина-УЭЦН": Дисс. . канд. техн. наук. Самара, СГТУ, 2000. - 113 с.

115. Шмидт 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. Шмидт 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. Штоф Н.Д. Расчет свойств пластовых нефтей/ Н.Д. Штоф -Гипровостокнефть, 1974.— 312с.

118. Щукин В.К. Теплообмен и гидродинамика внутренних потоков в полях массовых сил / В.К. Щукин М.: Машиностроение, 1970. - 381с.

119. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти/ В.И. Щуров М: Недра, 1983.- 510 с.

120. Эйгенсон 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. Язьков 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.