Автоматизация технологического процесса вывода нефтяной скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Стариков, Владимир Александрович

• Стариков, Владимир Александрович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Стариков, Владимир Александрович

Введение.

1. Анализ математической модели нефтяной скважины, оснащенной погружным электроцентробежным насосом.

1.1. Математическая модель асинхронного электродвигателя при частотном управлении.

1.2. Математическая модель центробежного насоса.

1.3. Математическая модель нефтяного пласта и скважины.

1.4. Обобщенная математическая модель нефтяной скважины, оснащенной погружным электроцентробежным насосом.

1.5. Компьютерное моделирование скважины, оснащенной погружным электроцентробежным насосом, как объекта управления.

1.6. Выводы по первой главе.

2. Синтез системы управления погружным электроцентробежным насосом, обеспечивающей автоматический вывод скважины на стационарный режим работы.

2.1. Анализ способа вывода скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта.

2.2. Идентификация желаемого временного графика изменения динамического уровня жидкости в скважине.

2.3. Синтез регуляторов системы управления погружным электроцентробежным насосом методом обратных задач динамики.

2.4. Определение текущего значения коэффициента продуктивности нефтяного пласта в процессе длительной эксплуатации скважины.

2.5. Особенности применения разработанной системы управления погружным электроцентробежным насосом при первом освоении скважины.

2.6. Выводы по второй главе.

3. Анализ влияния основных нелинейностей и квантования по времени на работу системы управления погружным электроцентробежным насосом.

3.1. Влияние основных нелинейностей на работу системы управления погружным электроцентробежным насосом.

3.2. Параметрический синтез регулятора динамического уровня с учетом нелинейного характера системы управления.

3.3. Дискретная математическая модель цифровой системы управления погружным электроцентробежным насосом.

3.4. Устойчивость и динамические свойства цифровой системы управления погружным электроцентробежным насосом.

3.5. Выводы по третьей главе.

4. Экспериментальные исследования системы управления электроцентробежным насосом.

4.1. Экспериментальная установка для исследования характеристик системы управления электроцентробежным насосом.

4.2. Компьютерное моделирование процессов, протекающих в экспериментальной системе управления электроцентробежным насосом.

4.3. Методика проведения экспериментов.

4.4. Результаты экспериментальных исследований разработанной системы управления электроцентробежным насосом.

4.5. Выводы по четвертой главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Автоматизация технологического процесса вывода нефтяной скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта»

В настоящее время эксплуатация скважин с установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) является в России одним из основных способов добычи нефти. За последние двадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность с помощью УЭЦН, возросла с 30 до 70 процентов от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем.

Однако на многих месторождениях работа серийных УЭЦН сталкивается с большими трудностями:

- тяжелый вывод на режим после подземного ремонта;

- падение коэффициента продуктивности из-за глушения;

- периодическая эксплуатация скважин вследствие срыва подачи;

- изменение добывных возможностей скважин в течение года;

- невозможность подобрать серийный УЭЦН, чтобы он эффективно работал в скважине весь период эксплуатации.

Особенностью эксплуатации некоторых скважин заключается в невозможности согласования их гидравлических характеристик с гидравлическими характеристиками промышленных центробежных насосов сразу же с момента первого пуска электроцентробежной установки в работу. Поэтому вывод таких скважин на стационарный режим работы производят путем многократного периодического прекращения отбора жидкости с целью накопления жидкости в пространстве между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной за счет ее притока из пласта. Однако этот процесс происходит при отключенном состоянии УЭЦН. В результате таких вынужденных остановок и последующих пусков УЭЦН возрастает вероятность отказа в работе погружного электродвигателя, нарушается необходимый режим эксплуатации скважины, происходят потери в добыче нефти.

В связи с этим повышение эффективности добычи нефти с помощью УЭЦН является для нефтедобывающей отрасли актуальной задачей. Одно из перспективных направлений ее решения состоит в оснащении погружных электроцентробежных насосов частотными преобразователями и системами управления, позволяющими автоматически выводить скважину на стационарный режим работы вплоть до полного совмещения гидравлических характеристик электроцентробежного насоса и нефтяного пласта. Применение частотных преобразователей попутно решает задачу повышения межремонтного периода скважины за счет обеспечения плавного пуска погружного электродвигателя

Вопросам теории и практики УЭЦН посвящено большое количество работ, в том числе работы Богданова А. А., Ибатулова К. А., Максимова В.П., Мищенко И. Т., Муравьева И. И. [1 - 4]. Однако в них не освещены вопросы автоматического обеспечения заданного технологического режима добычи в условиях нестационарных параметров скважины и пласта.

Широко используемые в настоящее время разомкнутые системы управления насосными агрегатами уже исчерпали свои возможности повышения технологической надежности эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее совершенствование этого технологического процесса связанно, прежде всего, с синтезом замкнутых систем управления, позволяющих полностью автоматизировать процесс добычи. Не смотря на то, что отдельные варианты замкнутых систем управления процессом добычи нефти существуют, вопрос автоматического достижения заданного режима эксплуатации скважины остается открытым. Это объясняется, прежде всего, несовершенством структурного построения известных систем управления погружными электроцентробежными насосами, а также отсутствием линеаризованных математических моделей нефтедобывающей скважины, описывающих особенности совместной работы пласта и насосного агрегата.

Наиболее важным является вопрос динамики совместной работы пласта, скважины, погружного насоса, асинхронного двигателя и колонны насосно-компрессорных труб. Динамике нефтяного пласта и скважины посвящены труды Азиза X., Сеттари Э.5 Баренблата Г. И., Ентова В. М., Бузинова С. Н., Умрихина И. Д., Синайского Э. Г. [5 - 9]. Вопросам математического описания центробежных насосов посвящены работы Боровского В. И., Казака А. С., Черкасского В.М. [10 - 12]. Динамика асинхронных электродвигателей хорошо представлена в работах Башарина А.В., Новикова В.А., Соколовского Г. Г., Булгакова А.А., Михайлова О. П., Эпштейна Н.И. [13 - 16]. Специфика движения жидкости по колонне насосно-компрессорных труб рассматривается в работах Максимова В.П., Муравьева И.И., Мищенко И.Т. [3 - 4].

Наиболее полно и систематизировано математическая модель нефтяной скважины, оснащенной погружным электроцентробежным насосом, как объекта управления представлена в работах Галицкова С. Я. и Масляницыны А. П. [17, 18]. В них четко сформулировано определение обобщенного объекта управления, под которым понимается совокупность асинхронного электродвигателя, центробежного насоса, нефтяного пласта и собственно скважины. Разработана сложная нелинейная математическая модель объекта и методом компьютерного моделирования применительно к конкретным скважинам произведена ее аппроксимация апериодическим звеном. Тем не менее, для корректного синтеза системы управления необходимо иметь полное линеаризованное представление скважины, оснащенной погружным электроцентробежным насосом.

При рассмотрении технологического процесса добычи жидкости его разбивают на два этапа [17]. Первый этап - это вывод скважины на заданный установившийся технологический режим добычи, второй — длительная эксплуатация скважины. Достижение установившегося режима представляет собой наиболее ответственный и сложный этап добычи. Его длительность может составлять от 1 -2 часов до нескольких суток в зависимости от оптимальности сочетания параметров пласта и насосного агрегата. Это объясняется неопределенностью и нелинейностью поведения пласта из-за нестационарности его коэффициента продуктивности.

Известно [19], что на начальном этапе вывода скважины на режим, сопровождающимся резким значительным понижением уровня жидкости на несколько сотен метров, приток жидкости в скважину из пласта практически равен нулю. Это указывает на большую величину гидравлического сопротивления пласта на этом интервале времени. Другой особенностью нефтяной скважины является нестационарность параметров пластовой жидкости: плотности, вязкости и газового фактора. Эта особенность пласта в условиях значительной мощности погружного насоса может вызвать понижение уровня жидкости в скважине до недопустимого, аварийного значения.

В большинстве случаев вывод скважины на установившийся режим осуществляется «вручную» оператором. При этом используется, как правило, релейное управление асинхронным двигателем погружного насоса. В последние годы, в связи с бурным развитием силовых полупроводниковых преобразователей, для питания асинхронных двигателей стали применять регулируемые преобразователи частоты. Практика показывает, что ни релейное, ни непрерывное управление насосным агрегатом не гарантируют успешного завершения технологического процесса вывода скважины на режим с одной попытки. Основная причина заключается в том, что значение коэффициента продуктивности пласта заранее не известно. Вследствие чего практически невозможно правильно выбрать насосный агрегат по мощности. Несмотря на то, что при втором способе управления мощность агрегата регулируется, задача вывода скважины установившийся режим оператором не всегда может быть решена однозначно. Это объясняется тем, что в силу сложности динамических процессов в скважине трудно выбрать рациональный закон изменения величины управляющего воздействия (частоты питающего напряжения). Поэтому качество управления определяется квалификацией и интуицией оператора.

Особенностью этапа длительной эксплуатации скважины является существенная вариация пластового давления, что объясняется как изменением энергии пласта, так и вводом в эксплуатацию или выводом из эксплуатации соседних скважин. При автоматизации этого этапа технологического процесса добычи возникает необходимость автоматического поддержания стабильного уровня жидкости в скважине с целью исключения аварийной остановки насоса.

Технологический процесс добычи протекает в условиях жесткого ограничения на значение динамического уровня жидкости в скважине. Поэтому для автоматизации этого процесса необходимо наблюдение за динамическим уровнем. В настоящее время для измерения динамического уровня используются прямые и косвенные методы. Непосредственные измерения могут выполняться с помощью эхолота (например, Микон-801) или радарного уровнемера (например, РДУ-Х2М), которые размещается на устье скважины. Из косвенных методов наибольшее предпочтение имеет метод, основанный на контроле давления на приеме насоса с помощью соответствующего глубинного датчика. Например, для контроля уровня жидкости в скважине, оборудованной УЭЦН, может быть использован датчик давления, входящий в состав термодинамической системы ТМС-3 [20].

Отличительной особенностью эксплуатации скважин, оборудованных УЗЦН, является сравнительно низкий межремонтный период, величина которого, например, для месторождения Западной Сибири составляет в среднем 200 суток [21]. Статистический анализ позволил определить следующие основные причины отказов УЭЦН [21]:

- заводской и ремонтный дефект, повреждение при спуске - 25-30 %

- нарушение изоляции кабеля, вследствие электрических перегрузок и повреждений при спуске - 35%

- износ рабочих органов - 30% ъ

- выход из строя погружного электродвигателя (ПЭД) вследствие тепловых, электрических и механических перегрузок, особенно в период прямого пуска агрегата, а также при нарушении протектора - 10-15%. Это является прямым следствием использования методики релейного управления погружного электроцентробежного насоса.

Следовательно, возникает задача повышения надежности погружного агрегата. Надежность насосного оборудования может быть значительно повышена за счет уменьшения электрических и механических перегрузок, возникающих при пуске двигателя. Этому в значительной мере способствует применение частотно-регулируемого привода насоса с автоматической системой, обеспечивающей вывод скважины на установившийся режим.

Важным фактором, влияющим на работу насоса, является наличие свободного газа в его рабочих колесах [3, 4, 22, 23]. Существуют несколько путей уменьшения газосодержания, но свести его к нулю можно только в случае превышения давления на входе в насос над давлением насыщения газа [24]. Это может быть достигнуто путем соответствующего выбора и поддержания требуемого динамического уровня жидкости. Поэтому актуальным является вопрос автоматической стабилизации динамического уровня в скважине на этапе ее длительной эксплуатации.

Таким образом, в настоящее время задача автоматизации технологического процесса добычи жидкости с помощью УЭЦН является весьма актуальной. Ее решение сводится, в основном, к автоматическому управлению величиной динамического уровня в скважине в процессе ее вывода на установившийся режим и к автоматической стабилизации этого уровня в режиме добычи.

Основой автоматизации процесса добычи жидкости является управление приводом насоса. Современные системы управления выводом скважины на стационарный режим работы [25, 26], замкнутые по датчику давления на приеме насоса обладают рядом недостатков:

- отсутствует возможность формирования требуемого закона изменения динамического уровня жидкости в скважине;

- нет рекомендаций по выбору параметров настроек встроенного ПИД-регулятора;

- требуют продолжительного периода времени, необходимого для совмещения гидравлических характеристик нефтяного пласта и электроцен-, тробежного насоса.

Системы управления [27, 28] с цифровыми наблюдателями динамического уровня жидкости в скважине также не могут обеспечить формирования требуемого графика изменения динамического уровня. Кроме того, погрешность вычисления величины динамического уровня существенно зависит от режима работы УЭЦН.

Особой задачей в области управления погружным электроцентробежным насосом является вывод скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта. Как правило, в этом случае имеются результаты эхометрирования скважины в процессе предыдущего освоения, то есть желаемый график изменения динамического уровня жидкости во время вывода на стационарный режим работы. Требуется с определенной степенью точности повторить желаемую диаграмму. В работах Люстрицкого В. М., Шмидта С. А, [29] предложен подобный способ вывода скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта, но он требует присутствия оператора и ручного расчета текущего значения частоты питающего напряжения статора погружного асинхронного электродвигателя. Поэтому актуальной является задача синтеза системы управления, осуществляющей автоматический вывод скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта с требуемой точностью.

Все современные системы управления погружными электроцентробежными насосами [27, 28, 30], оснащенные частотными преобразователями и программируемыми контроллерами, построены на базе цифровой микропроцессорной техники. В случаях применения эхолотов в качестве датчиков обратных связей период опроса составляет сотни и даже тысячи секунд. Тем не менее, математических моделей, учитывающих дискретный характер передачи воздействий в таких системах, до сих пор не разработано. Таким образом, создание дискретных математических моделей систем управления погружными электроцентробежными насосами также актуально на современном этапе.

Применение в известных системах управления погружными насосами наряду с частотными преобразователями программируемых контроллеров снижает надежность работы системы как на этапе вывода скважины на стационарный режим работы, так и в процессе длительной эксплуатации. Поэтому минимизация оборудования и, как следствие, повышение надежности систем управления погружными электроцентробежными насосами является актуальной задачей.

Цель работы. Целью настоящей работы является повышение технологической точности и надежности процесса вывода нефтяной скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта.

Для достижения поставленной цели в диссертации проведен комплекс теоретических и экспериментальных работ:

1. Проанализирована математическая модель объекта управления, представляющего собой совокупность нефтяного пласта, центробежного насоса, асинхронного двигателя и скважины, и найдены его структурные схемы и передаточные функции.

2. Выполнена идентификация желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине и его аппроксимация выходным сигналом некоторого динамического звена.

3. Произведен структурный и параметрический синтез системы управления погружным электроцентробежным насосом, обеспечивающей автоматический вывод скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта и повышение технологической точности и надежности этого процесса.

4. Разработана дискретная математическая модель цифровой системы управления погружным электроцентробежным насосом, учитывающая период опроса датчика динамического уровня.

5. Создана экспериментальная установка по исследованию статических и динамических характеристик разработанной системы управления электроцентробежным насосом.

6. Разработана методика проведения экспериментов.

7. Проведены испытания системы управления, обеспечивающей повышение технологической точности и надежности процесса автоматического выводы скважины на стационарный режим работы.

Методы решения. При теоретическом анализе в работе использовались методы теории линейных и нелинейных систем автоматического управления, методы обратных задач динамики, теории импульсных систем, теории электропривода, а также методы математического моделирования на ПЭВМ. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами, а также результатами исследований на экспериментальной установке.

Научная новизна.

1. Разработана уточненная математическая модель нефтяной скважины, оснащенной установкой электроцентробежного насоса, отличительной особенностью которой является то, что она может быть распространена и на другие типы насосов. Найдены передаточные функции обобщенного объекта управления, представляющего собой совокупность нефтяного пласта, насоса, асинхронного двигателя и скважины.

2. Предложено аппроксимировать желаемый график изменения динамического уровня жидкости в скважине выходным сигналом динамического звена, параметры которого определяются в соответствии с разработанной методикой.

3. Произведен параметрический синтез одноконтурной системы управления погружным электроцентробежным насосом, обеспечивающей требуемый характер изменения динамического уровня жидкости в скважине.

4. Синтезирована адаптивная система управления погружным электроцентробежным насосом, инвариантная к изменению коэффициента продуктивности пласта жидкости.

5. Сформулированы требования к периоду опроса датчика динамического уровня жидкости для цифровой системы управления погружным электроцентробежным насосом.

Практическая ценность результатов работы. Разработанные теоретические положения могут использоваться:

- при разработке систем автоматического управления процессом добычи жидкости из скважин, оснащенных погружными электроцентробежными насосами;

- в инженерной методике параметрирования и настройки систем управления погружными электроцентробежными насосами, обеспечивающих автоматический вывод скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта.

Реализация результатов работы. Основные результаты работы нашли применение при расчете систем управления погружными электроцентробежными насосами, что подтверждается актами внедрения.

Апробация работы: Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на 65-й Всероссийской научно-технической конференции по итогам НИР университета в СамГАСУ (Самара, 2008), на международном научно-практическом семинаре «Проблемы интенсификации добычи нефти и капитального ремонта скважин», проведенном в СамГТУ (Самара, 2008).

Публикации: по теме работы опубликованы 7 печатных работ, в том числе 3 статьи из Перечня, рекомендованного ВАК РФ, и 2 патента на изобретение.

На защиту выносятся:

1. Структурные схемы и передаточные функции скважины как объекта управления, позволяющие применить известные методы синтеза цифровой системы управления погружным электроцентробежным насосом.

2. Структурно-параметрический синтез системы управления погружным электроцентробежным насосом, обеспечивающей автоматический вывод скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта и в процессе освоения.

3. Результаты математического моделирования и экспериментального исследования цифровой системы управления электроцентробежным насосом.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка и приложений. Основная часть работы изложена на 148 страницах машинописного текста, иллюстрирована 68 рисунками и 10 таблицами. Библиографический список содержит 44 наименования на 5 страницах.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Стариков, Владимир Александрович

Основные результаты диссертационной работы можно сформулировать следующим образом:

1. Проведена линеаризация известной нелинейной математической модели нефтяной скважины, оснащенной установкой погружного электроцентробежного насоса. Найдена передаточная функция обобщенного объекта управления, представляющего собой совокупность погружного асинхронного электродвигателя, центробежного насоса, скважины и нефтяного пласта, причем за входное управляющее воздействие принята частота вращения магнитного поля асинхронного электродвигателя, а за выходную координату - динамический уровень жидкости в скважине. Определены параметры передаточных функций обобщенного объекта управления применительно к скважине № 67 Кудиновского месторождения.

2. Проанализирован современный способ вывода нефтяной скважины на стационарный режим работы после капитального подземного ремонта по результатам предыдущего освоения данной скважины, основанный на задании желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине и сравнении его с величиной динамического уровня, измеряемого с помощью эхолота. Составлена структурная схема системы управления, реализующей этот способ вывод скважины на стационарный режим работы, и определены ее основные недостатки: большая величина времени, требуемого для совмещения гидравлических характеристик центробежного насоса и нефтяного пласта, большая погрешность при отработке желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине и необходимость применения программируемого контроллера.

3. Проведена идентификация желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине и ее аппроксимация выходным сигналом определенного динамического звена при подаче на его вход ступенчатого воздействия. По результатам идентификации выполнен структурный и параметрический синтез системы управления погружным электроцентробежным насосом, обеспечивающей автоматический вывод скважины на стационарный режим работы после капитального ремонта. Рассчитаны параметры регулятора динамического уровня применительно к нефтяной скважине № 67 Кудиновского месторождения.

4. Показано, что разработанная система управления погружным электроцентробежным насосом может быть реализована без применения отдельного микропроцессорного контроллера на основе использования стандартных регуляторов и специальных функций частотно-регулируемого электропривода. Аналитически доказано, что разработанная система в 3 раза превосходит существующие по точности достижения требуемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине.

5. Выявлено, что минимальное значение /]т1П частоты питания электродвигателя позволяет судить о критической величине коэффициента продуктивности скважины и необходимости проведения работ по увеличению нефтеотдачи. Предложено использовать разработанную систему для первого освоения скважины с настройками регулятора динамического уровня, выбранными для скважины-прототипа.

6. Синтезирована адаптивная система управления погружным электроцентробежным насосом, инвариантная к изменению коэффициента продуктивности пласта жидкости.

7. Проанализировано влияние нелинейностей типа «ограничение по уровню» и «зона нечувствительности» на работу системы управления погружным электроцентробежным насосом и показано, что они существенно ухудшают точность достижения желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине. Предложено заменить действие двух нелинейных звеньев действием одной эквивалентной нелинейности и аппроксимировать ее линейным безинерционным звеном. Найдены настройки регулятора динамического уровня с учетом параметров нелинейных звеньев и методом компьютерного моделирования показано, что коррекция настроек значительно повышает точность отработки желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине

8. Разработана дискретная математическая модель цифровой системы управления погружным электроцентробежным насосом, учитывающая период опроса датчика динамического уровня. Определена граница устойчивости разработанной системы с учетом процесса квантования по времени. Произведена оценка влияния периода дискретизации на точность отработки желаемого графика изменения динамического уровня жидкости в скважине.

9. Создана экспериментальная установка для автоматического вывода скважины на стационарный режим работы. Результаты экспериментов подтверждают, что разработанная система управления центробежным насосом обеспечивает вывод скважины на стационарный режим работы и позволяет стабилизировать динамический уровень жидкости на заданном уровне. Экспериментально доказано, что разработанная система управления обеспечивает отработку желаемого графика динамического уровня жидкости в скважине с погрешностью, не превышающую 10% от установившегося изменения динамического уровня.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Стариков, Владимир Александрович, 2010 год

1. Богданов А. А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (расчет и конструкция). М.: Недра, 1968. - 272 с.

2. Ибатулов К. А. Гидравлические машины и механизмы в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1972. - 288 с.

3. Максимов В. П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1972. - 239 с.

4. Муравьев И. И., Мишенко И. Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969. - 248 с.

5. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1992.-407 с.

6. Беренблат Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984.-208 с.

7. Баренблат Г. И., Ентов В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. - 288 с.

8. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 246 с.

9. Синайский Э. Г. Гидромеханика процессов нефтяной технологии. М.: Недра, 1992.- 188 с.

10. Боровский В. И. Энергетические параметры и характеристики высокооборотных лопастных насосов. М.: Машиностроение, 1989. - 181 с.

11. Казак А. С. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М.: Машиностроение, 1973.-231 с.

12. Черкасский В. М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергоатом-издат, 1984.-415 с.

13. Башарин А. В., Новиков В. А., Соколовский Г. Г. Управление электроприводами. Д.: Энергоиздат, 1982. - 392 с.

14. Булгаков А. А. Частотное управление асинхронными двигателями. М.: Энергоиздат, 1992. - 216 с.

15. Михайлов О. П. Автоматизированный электропривод станков и промышленных роботов. М.: Машиностроение, 1990. - 304 с.

16. Эпштейн Н. И. Автоматизированный электропривод переменного тока. -М.: Энергоиздат, 1982. 192 с.

17. Галицков С. Я., Галицков К. С., Масляницын А. П. Математическое моделирование промышленных объектов управления. Самара: СГАСУ, 2004.

18. Галицков С. Я., Масляницын А. П. Математическая модель погружного центробежного насоса / Сб. науч. трудов. Магнитогорск: Магнитогорский гос. тех. университет, 1998. - С. 73 - 79.

19. Справочник инженера по добычи нефти / Дашевский А. В., Кагарманов И. И., Зейгман Ю. В., Шамаев Г. А. Уфа: УГНТУ, 2002. - 279 с.

20. Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. Е. И. Бухаленко -М.: Недра, 1990.-559 с.

21. Адонин А. Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964.-264 с.

22. Лаврушко П. Н., Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1971. - 367 с.

23. Работа погружных центробежных насосов в скважинах / Сб. статей под ред. В. И. Белова. Тюмень, 1971. - 107 с.

24. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под общ. ред. Ш. К. Гимату-динова. М.: Недра, 1983. - 455 с.

25. Интегрированная система управления «Электроспид». Технический паспорт и руководство по эксплуатации. Сентрилифт, 1991. - 82 с.

26. Станция управления «Электон-04». Технический паспорт и руководство по эксплуатации.

27. Масляницын А. П. Автоматизация технологического процесса добычи нефти погружными центробежными насосами. Автореферат дис. канд. техн. наук. Самара: СамГАСА, 1999.

28. Патент России № 2221325, МКИ7 Н 02 Р 7/42, Н 02 Н 7/08. Станция управления асинхронным двигателем / Н. А Архипов, Н. Г. Видякин, В. И. Лепехин, А. Г. Скорик (Россия) // Опубл. 01.20.2004, Бюл. № 27.

29. Власов-Власюк О. Б. Экспериментальные методы в автоматике. М.: Машиностроение, 1969.

30. Стариков А. В. Параметрическая идентификация линейных статических объектов управления // Вестник Самарского государственного технического университета. Выпуск 27. Серия «Физико-математические науки». Самара: СамГТУ, 2004. - С. 74 - 77.

31. Бесекерский В. А., Попов Е. П. Теория систем автоматического регулирования. -М.: Наука, 1975. 768 с.

32. Руководство по эксплуатации MICROMASTER 440. Документация пользователя. М. - С. Пб.: Технический центр поддержки SIEMENS, 2001. -140 с.

33. Патент России № 2370673, МКИ7 F 04 D 15/00, F 04 D 13/10. Система управления погружным электроцентробежным насосом / В. В. Живаева, А. В. Стариков, В. А.Стариков (Россия) // Опубл. 20.10.2009, Бюл. № 29.

34. Микропроцессорные системы автоматического управления / В. А. Бесекерский, Н. Б. Ефимов, С. И. Зиатдинов и др.; Под общ. Ред. В. А. Бесе-керского. JL: Машиностроение, 1988. - 365 с.

35. MICROMASTER 410/420/430/440. Стандартные преобразователи частоты от 120 Вт до 250 кВт / Каталог DA 51,2. 2006/2007. - 79 с.

36. Патент России № 2216850, МКИ7 Н 03 К 7/08, Н 02 М 7/539, Н 02 Р 7/42. Цифровой модулятор для преобразователя частоты асинхронного электродвигателя / А. В. Стариков, В. А.Стариков (Россия) // Опубл. 20.11.2003, Бюл. №32.