Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат технических наук Гареев, Адиб Ахметнабиевич

• Гареев, Адиб Ахметнабиевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гареев, Адиб Ахметнабиевич

Введение

ГЛАВА

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ

НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

1.1 Факторы, осложняющие скважинную добычу нефти установкой ЭЦН

1.2 Оценка общего теплопритока в области насосной установки

1.3 Вклад погружного насоса в процесс теплопритока

1.4 Оценка теплопритока из погружного электродвигателя

1.5 Моделирование теплообмена между погружным электродвигателем и флюидом

1.6 Оценка теплопритока в методиках по подбору У ЭЦН

1.7 Вычисление теплопритока по методике БашНИПИ

1.8 Промысловое исследование температуры погружного электродвигателя в процессе эксплуатации

1 .^Экспериментальная оценка максимальной температуры в насосе

ГЛАВА

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СЕПАРАЦИИ

НАСОСНЫХ СЕПАРАТОРОВ

2.1 Оценка эффективности работы газосепараторов

2.2 Определение коэффициента сепарации существующими методами

2.3 Решение задачи определения коэффициента сепарации газа на приёме насоса

2.4 Экспериментальное исследование коэффициента сепарации

ГЛАВА

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ТЕРМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖ НОГО НАСОСА

3.1 Математическое описание теплового состояния погружного насоса в первом приближении

3.2 Сравнительный анализ полученных результатов

3.3.Технологический режим эксплуатации электроцентробежной установки

ГЛАВА

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ 4.1 Экспериментальные работы по обоснованию возможности защиты кабельной линии от перегрева насоса.

4.2 Защита плоской части кабельной линии

4.3 Анализ результатов применения защиты кабельного удлинителя от воздействия высокой температуры секций насоса

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева»

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

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

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

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

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

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

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

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

Цель работы

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

Основные задачи исследований

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

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

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

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

5. Разработка способа защиты ЭЦН от перегрева.

Методы решения поставленных задач

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

• анализ и обобщение промысловых данных;

• разработку рабочих гипотез и концепций;

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

• обработку результатов исследований методами математической статистики;

• разработку новых технических средств и технологических процессов;

• промышленную реализацию техники и технологии;

Научная новизна

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

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

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

На защиту выносятся

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

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

3. Способ защиты электроцентробежного насоса низкой производительности от перегрева.

Практическая ценность результатов работы

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

Апробагрт работы

Основные положения диссертации докладывались:

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

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

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

- на научных семинарах кафедры геофизики Башгосуниверситета в 2010-2011 г.г.

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Теплофизика и теоретическая теплотехника», Гареев, Адиб Ахметнабиевич

Выводы:

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

2. Материал изготовления накладок должен соответствовать определенным требованиям по теплостойкости, теплопроводности и бензо- масло- стойкости

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Дано математическое обоснование технологического режима эксплуатации электроцентробежного насоса;

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гареев, Адиб Ахметнабиевич, 2011 год

1. Асылгареев А.Н. Исследование влияния технологических факторов на работу погружных центробежных насосов. -Дис. канд. техн. наук. Уфа, 1971. - с.150

2. Асылгареев А.Н. Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, 1973, №4, с. 46 - 49.

3. Аптыкаев Г.А. Опыт эксплуатации электроцентробежных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Химическое и нефтегазовое Машиностроение. -1983. -№3.

4. Ахмадуллин Э.А. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти и ГРП. Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ. 2002. -№7, стр. 38-42.

5. Алексеев Г.Н. Общая теплотехника. -М.: «Высшая школа», 1980.

6. Антипин Ю.В. и др. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа.: Башк.кн.изд-во, 1987.

7. Атнабаев З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса. — Нефтяное хозяйство, 2003, №12.

8. Богданов A.A., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводогазовых смесей. Нефтепромысловое дело. —1973. -№2, стр.5-8.

9. Богданов A.A., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 72 с.

10. Богданов A.A., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при откачке пластовой нефти с давлением ниже давления насыщения. Нефтепромысловое дело, 1973, №1, с.13 - 17.

11. Брискман A.A., Кезь А.Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. Тр. /ВНИИ, 1974, вып. 51, с.17 - 30.- 213 с.

12. Бажайкин С.Г., Володин В.Г. О причинах срыва подачи при работе центробежного насоса на газожидкостных смесях. Машины и нефтяное оборудование, 1976, №6, с.21 - 22.

13. Бажайкин С.Г. Исследование влияния свободного газа на работу центробежного насоса при перекачке газожидкостных смесей по промысловым трубопроводам. Дис. .канд. техн. наук. - Уфа, 1979. - 160 с.

14. Валиханов A.B. и др. Подземный ремонт насосных скважин. -М.:Недра,1978.

15. Валиханов A.B. и др. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами. —Казань. Таткнигоиздат, 1971.

16. Ван Бань-ле. Исследование влияния газа на работу погружных центробежных насосов для эксплуатации нефтяных скважин. Дис. канд. техн. наук. - М., 1960.

17. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими устройствами на месторождениях Западной Сибири /Афанасьев В.А., Елизаров A.B., Максимов В.П. и др. Нефтепромысловое дело,1979, №12, с.23 -24.

18. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины /Дроздов А.Н., Игревский В.И., Ляпков П.Д., Филиппов В.Н. Обзорная инф., серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 11, 50с.

19. Гафуров О.Г. Исследование особенностей эксплуатации погружными центробежными насосами нефтяных скважин, содержащих в продукции газовую фазу. Дис. . канд. техн. наук. - Уфа, 1972. - 148 с.

20. Горбатова А.Н., Горецкий А.Б. К вопросу влияния свободного газа на работу электроцентробежных погружных насосов. Тр. Куйбышев. НИИНП, 1964, вып.23, с.73 - 81.

21. Гафуров О.Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу ступени погружного электроцентробежного насоса. Тр. БашНИПИнефть, 1973, вып.34, с.36 - 49.

22. Губкин А.Н., Дроздов А.Н., Игревский В.И. Промысловые испытания газосепаратора МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 1994, №5, с.60 - 62.

23. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидосо-держащих осадков в добыче обводненной нефти. Уфа.: Изд-во УТНТУ, 2002.

24. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство. -2002. -№4, стр. 35-38.

25. Гареев A.A. О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов. Нефтепромысловое дело. Серия: Электрооборудование. 2009. №1, стр. 56-67.

26. Гареев A.A. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса. Нефтепромысловое дело. Серия: Электрооборудование. Стр. 26-32.

27. Гареев A.A. Математическое моделирование осложнений, возникающих при эксплуатации УЭЦН при переменных нагрузках на валу насоса. НТЖ. «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности».2010-№3, стр.40-45.

28. Гареев A.A. К вопросу сепарации газа. Нефтяное хозяйство, 2010 №6.

29. Гареев A.A., Уразаков К.Р Влияние коэффициента полезного действия электроцентробежного насоса на его тепловой режим. Нефтепромысловое дело. 2010г. №10

30. Гареев A.A. Патент на полезную модель №91390 «Устройство, исключающее перегрев питающего кабеля установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) от корпуса УЭЦН. Заявка №2009111675.

31. Гареев A.A. Решение о выдаче патента на полезную модель «Устройство сепарации свободного газа из газожидкостной смеси на приеме глубинного центробежного насоса для добычи нефти». Заявка №2009111681/03 от 30.03.2009г.

32. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство. —2001., №10, стр. 72-75.

33. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Жагрин A.B., Михель В.Д. и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Нефтяное хозяйство. -2002, №2, стр. 62-64.

34. Генералов И.В. Повышение эффективности скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения. Дис.канд.техн. наук: 25.00.17. -Уфа.:УГНТУ, 2005. стр.184.

35. Гильманов Г.Р. Об эксплуатации электроцентробежных погружных насосных установок при добыче высокообводнившейся жидкости. Нефтепромысловое дело. -1978. №10, стр. 7-9.

36. Голиков А.Д., Смолянинов В.Г., Щекалев В.В. Анализ работы погружных центробежных насосов при наличии высокоминерализованных пластовых вод. Нефтепромысловое дело, -1975, -№8, стр. 10-11.

37. Григорян Е.Е. Модернизация и усовершенствование серийного оборудования УЭЦН. Доклады на VI Всеросийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во завода «АЛНАС». -2000. стр.7.

38. Гиматудинов Ш.К. и др. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними. Учебное пособие для вузов. Грозный, ГНИ им. Акад. М.Д.Миллионщикова, 1985.

39. Глубинно- насосное оборудование. Методика подбора. РД 03-001147275065-2001. БашНИПИ нефть. Уфа. 2001.

40. ДроздовА.Н.Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси,-Нефтепромысловое дело, 1981, №12, с.9-11.

41. Дроздов А.Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику погружного центробежного насоса. -Нефтепромысловое дело, 1982, №5, с. 19.

42. Дроздов А.Н., Ляпков П.Д., Игревский В.И. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости. Нефтепромысловое дело, 1982, №10, с. 16 - 18.

43. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дис. . канд. техн. наук. - М., 1982. - 212 с.

44. Дроздов А.Н., Сальманов Р.Г. Промысловые испытания центробежного газосепаратора к УЭЦН. В кн.: Проблемы комплексного освоения нефтяных игазовых месторождений: Тез. докл. Всесоюзной конференции, молодых ученых и специалистов М., 1984, с.85.

45. Дроздов А.Н. Исследование работы модернизированного газосепаратора 1МНГ5 к погружным центробежным насосам. В кн.: Машины и установки для добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата: Тез. докл. областной конф. - Сумы, 1988, с.14 - 15.

46. Дроздов А.Н., Ляпков П.Д., Игревский В.Д. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости. Нефтепромысловое дело. -1982. №10, стр. 16-18.

47. Дроздов А.Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику центробежного насоса. -Нефтепромысловое дело, 1982, №5.

48. Дроздов А.Н., Андриянов А.В. Опытно-промышленное внедрение погружных насосно-эжекторных систем в НГДУ «Федоровскнефть». Нефтяное хозяйство, 1997, №1.

49. Дроздов А.Н. Перспективы применения погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. -Нефтепромысловое дело, 2000, №5.

50. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристику глубинных насосов. -Нефтяное хозяйство, 2003, №1.

51. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. (Дис. докт.техн.наук. -М, 1998.

52. Дунюшкин И.Н. Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. Учеб. Пособие. —М.: МИНГ, 1982.

53. Здольник С.Е. и др. Опыт управления осложнениями механизированного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз». — Нефтяное хозяйство, 2004, №9.

54. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором. —Вестник Удмуртского университета. -2002, №9, стр. 169-176.

55. Ибрагимов Л.Х и другие. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000.

56. Ибрагимов Г.З. Хисамутдинов Н.И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса. Нефтепромысловое дело. —1971, -№4, стр. 21-24.

57. Ибрагимов Г.З. и др. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра. 1986.

58. Ибрагимов Г.З. и др. Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений. (Обзорная информация. ВНИИОЭНГ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений»; Вып. 2).

59. Ибрагимов Г.З. и др. Опыт эксплуатации скважин с повышенным содержанием газа в нефти. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ, Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений»; Вып. 3)

60. Ибрагимов Г.З., Хисаметдинов Н.И. и др. т2, Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. -М. ВНИИОЭНГ. 1994.

61. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. -М. -Л.: Изд. ГЭИ, 1960.

62. Игревский В.И. Экспериментальные исследования распределения давления по длине много ступенчатого центробежного насоса. Нефтепромысловое дело. -1975. №5, стр.26-30.

63. Игревский В.И. и др. Стендовые испытания газосепаратора МН-ГСБ. «Нефтяное хозяйство», 1999., №6.

64. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров A.A., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Нефть и газ. М. 2002.

65. Ишмурзин A.A., Сафин А.З. Четыре версии о причине порыва резиновой детали гидрозащиты погружного электродвигателя установок электроцентробежных насосов. Нефтегазовое дело. 2009. Том 7, №1. Стр.26 — 31

66. Канзафаров Ф.Я. и др. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верхне-Тарском месторождении. —Нефтяное хозяйство, 2006. №2.

67. Камалетдинов P.C. Опыт эксплуатации УЭЦН на месторождениях ООО Лукойл-Западная Сибирь. Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. -М. Июнь 2002.

68. Касимов А.Ф. Агаларов Д.М. Магнитное устройство против солеотложения в нефтяных скважинах. Баку. 1974.

69. Кащавцев В.Е. и др. Борьба с отложениями гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1763.

70. Кащавцев В.Е. и Мищенко И.Т. Прогнозирование и контроль солеотложений при добыче нефти. Учебное пособие.

71. Кащавцев и др. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. —М.: Недра, 1985.

72. Кащавцев В.Е. Предотвращение и удаление солеотложений при добыче нефти. Учебное пособие. —М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2001.

73. Кибирев Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО Юганскнефтегаз. Химическое и нефтегазовое машиностроение. Нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ, -1998, №3, стр.45-48.

74. Климец А.В, Уразаков K.P. Расчет температурного режима погружного электродвигателя. Сборник научных трудов. БашНИПИнефть. Уфа. 2000.

75. Костышин В. Моделирование режимов работы центробежных насосов на основе электрогидравлической модели. Иваново-Франковский. 2000.

76. Краткий спавочник физико-химических величин. Под редакцией А.А.Равделя А.М.Пономаревой. СПб. Из-во «Специальная литература». 1999.

77. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1970.

78. Кудряшов С.И. др. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», -Технологии ТЭК, 2005, №5.

79. Лутфуллин Р.Т. Эксплуатация УЭЦН в экстремальных условиях Красноле-нинского нефтегазоконденсатного месторождения. Химическое и нефтегазовое машиностроение.-2000. №3, стр. 27-28.

80. Ляпков П.Д. Результаты испытаний погружных центробежных насосов на5 ^смесях воды и воздуха при давлениях (1 — 2) 10 Н/м" во всасывающей камере насосов. Тр.)МИНХи ГП, 1972.

81. Ляпков П.Д. О формах течения водо- воздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса. —Химическое и нефтяное машиностроение, 1968, №10.

82. Ляпков П.Д. и др. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины (Обзорн. инфор. ВНИИОЭНГ, Сер. «Нефтепромысловое дело», Вып. 11, 1986.)

83. Ляпков П.Д. и др. Дисперсность газовой фазы в проходящем через погружной центробежный насос потоке газожидкостной смеси. -Изв.вузов. -Нефть и газ. 1986. №4

84. Лыков A.B. Теория теплопроводности. -М.: «Высшая школа», 1967.

85. Луканин В.Н. Теплотехника. —М.: «Высшая школа», 1999.

86. Маричев Ф.Н. и др. Предупреждение и борьба с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании на Самотлорском месторождении. М.:ВНИИОЭНГ, 1980.

87. Макиенко Г.П. Кабели и провода в нефтегазовой индустрии. Пермь, Агентство «Стиль-МГ», 2004. (стр 33.).

88. Матаев H.H., Кулаков С.Г., Никончук С.А. и др. Диагностирование установок центробежных электронасосов без вмешательства в режим эксплуатации. Нефтяное хозяйство, №2, 2004. Стр. 124 125.

89. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.стр. 45.

90. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б. и Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2005.

91. Мищенко И.Т., Деньгаев A.B., Дроздов А.Н., Мохов М.А., Вербицкий B.C. Результаты экспериментального исследования газосепараторов к погружным центробежным электронасосам высокой производительности. Нефть и газ, М. 2003.

92. Намиот А.Ю, Фазовые равновесия при добыче нефти. М.: Недра, 1976.

93. Новиков И.И. Термодинамика. -М.: Машиностроение, 1984.

94. Основы нефтепромыслового дела. Под редакцией С.Н.Матвеева. Справочное пособие. -Сургут, «Нефть Приобья», 2004. стр. 111-119.

95. Перельман О.И. и др. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения. —Технологии ТЭК. 2005. №3.

96. Перельман О.И. и др. Опыт создания высоконадежного отечественного оборудования. -Технологии ТЭК, 2004, №3.

97. Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Р.Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. ОАО «ВНИИОЭНГ», М.2000.

98. Побережный O.A., Светловский A.B. Анализ отказов УЭЦН с приводом на основе вентильного электродвигателя. Нефть, Газ и Бизнес. №12.2008, стр.77.

99. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей, -JL: «Химия», Ленинградское отделение. 1982.

100. Рогулин В, Латыпов О, Михайлов А и др. Моделирование солеобразования при нефтедобыче и технология его предупреждения. Научно-технический вестник ЮКОС. -2003. -№6, стр.42.

101. Рогулин В., Михайлов А., Смолянец С., Теплов В. Опыт предотвращения солеотложения в екважинном оборудовании ОАО «Юганскнефтегаз». Научно-технический сборник ЮКОС. -2003. -№7, стр. 15.

102. Рогулин В., Михайлов А., Кобка Ю. Опыт применения технологии закачки ингибитора солеотложении через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении. Научно-технический сборник ЮКОС. -2003. -№7, стр. 34.

103. Сафиуллин P.P., Матвеев Ю.Г., Бурцев Е.А. Анализ работы установок электроцентробежных насосов и технические методы повышения их надежности. Учебное пособие. УГНТУ. -Уфа, 2002. стр.89.

104. Семеновых А.Н., Маркелов Д.В. и др. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Техника и технология добычи нефти. Н.х. 8.2005. стр. 94.

105. Сваровская H.A. Физика пласта, (учебное пособие). Из-во Томского политехнического университета. Томск. 2003.

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

107. Смирнов Н.И. и др. Исследования и пути повышения ресурса УЭЦН. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. №3, стр. 13-16.

108. Техническая термодинамика. Под ред. В.И.Крутова.-М.:»Высшая школа», 1981.

109. Тиличенко A.A. Пути повышения наработки погружных центробежных насосов. Доклад на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: изд-во завода «АЛНАС», 2000. стр.8.

110. Усманов И.Ш, Слюсаренко С. А, Гареев A.A. О возможности прогнозирования отложений солей. Сборник СургутНИПИнефть. 2006. стр. 4548.

111. Установки погружных центробежных насосов. —М.: ЦИНТИХимнефтемаш. 1990.

112. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Валеев М.Д. Оптимизация работы механизированного фонда скважин. Труды БашНИПИнефть. Н.х. 11.2001.

113. Установки погружных центробежных насосов. — М. ЦИНТИХимнефтемаш. 1990.

114. Хисамутдинов Н.И. и др. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. -М.: (Обзорная информ. / ВНИИОЭНГ, Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений»; Вып.1)

115. Хусаинов З.М., Усманов И.Ш., Гареев A.A. К вопросу сепарации газа. Нефтепромысловое дело. 2000. №2, Стр. 21-22.

116. Хусаинов З.М., Усманов И.Ш., Гареев А.А.Об усталостном износе УЭЦН. Нефтепромысловое дело. 1999. №9, Стр. 26-27.

117. Юдаев Б.Н. Теплопередача. —М.: Высшая школа, 1973.

118. Язьков A.B. Исследование влияния изменения технологических параметров на охлаждение погружного электродвигателя. «Н.Х» №11.2007.стр. 123-125.

119. Язьков A.B., Росляк А.Т., Арбузов В.Н. Моделирование процесса теплообмена между трехфазным флюидом и погружным электродвигателем. Нефтепромысловое дело. №10. 2007. стр.27-34.

120. Язьков A.B. Особенности теплообмена погружного электродвигателя с жидкостным потоком в условиях выноса механических примесей. «Нефтяное хозяйство», №12. 2008. стр. 84-88.