Разработка методических и технологических решений по выбору предвключенных модулей электроцентробежного насоса в осложненных условиях эксплуатации скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Лабах Нулла

• Лабах Нулла
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Лабах Нулла

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Анализ существующих систем и технологий защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа

1.2 Влияние свободного газа на напорно-энергетические характеристики электроцентробежного насоса различных конструктивных исполнений рабочих ступеней

1.3 Характеристики приемных модулей для защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа

1.4 Анализ промысловых данных работы УЭЦН в скважинах с высоким газовым фактором

1.5. Основные задачи исследований

31

ГЛАВА 2. МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО СТЕНДА. РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ПРОВЕДЕНИЯ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ

НАСОСОВ КОНИЧЕСКОГО ТИПА

2.1 Экспериментальный стенд для проведения исследований конических компоновок электроцентробежных насосов на м одельных газожидкостных смесях

44

49

2.2 Методика проведения стендовых испытаний конических компоновок электроцентробежных насосов на модельных газожидкостных смесях

2.3 Методика обработки результатов стендовых испытаний

2. 4 Расчетные схемы комплектации конических компоновок электроцентробежных насосов с различными номинальными подачами

Выводы к главе 2

ГЛАВА 3. СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ КОНИЧЕСКИХ КОМПОНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ И ОЦЕНКА ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИ РАБОТЕ НА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЯХ

3. 1 Результаты испытаний цилиндрических компоновок электроцентробежных насосов при различных значениях расходных газосодержаний и частоты вращения вала

3. 2 Экспериментальное изучение влияния коэффициента быстроходности лопастных насосов на эффективность перекачки газожидкостной смеси

3.3 Результаты испытаний двухсекционных конических компоновок электроцентробежных насосов при различных значениях расходных газосодержаний

3.4 Результаты испытаний трехсекционных конических компоновок электроцентробежных насосов при различных значениях расходных газосодержаний

3.5 Анализ режимов совместной работы системы: «скважина-УЭЦН-подъемник» и разработка рекомендаций для практического использования

Выводы к главе 3

113

120

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методических и технологических решений по выбору предвключенных модулей электроцентробежного насоса в осложненных условиях эксплуатации скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Ими оборудовано 63% общего фонда скважин и добывается 82% всей российской нефти [46]. Погружные насосы занимают важное место и в мировой нефтедобыче, причем роль УЭЦН в дальнейшем будет только возрастать. Поэтому проблема повышения энергоэффективности добычи нефти при использовании УЭЦН в настоящее время представляется особенно актуальной [94, 95].

Современные условия эксплуатации скважин погружными установками электроцентробежных насосов характеризуются различными видами осложнений. Одним из осложнений является свободный газ, который поступает на прием погружного насоса в составе газожидкостной смеси в результате процесса разгазирования нефти. Свободный газ может оказывать негативное воздействие на работу УЭЦН, что приведет к увеличению потребляемой электрической мощности по сравнению с данными паспортных характеристик, снижению наработки на отказ, как отдельных элементов, так и всей насосной установки в целом, снижению технологической эффективности добычи нефти из скважин, оборудованных УЭЦН.

С середины 90-х годов прошлого столетия в нефтяных скважинах, оборудованных УЭЦН, в промышленных масштабах используются системы частотного регулирования и управления параметрами работы погружного насоса. Технология частотного регулирования вращения вала погружной электроцентробежной насосной установки позволяет исключить штуцирование устья скважины для изменения технологического режима работы скважины; обеспечить плавный вывод скважины на установившийся режим эксплуатации; создавать кратковременные (периодические) режимы откачки скважинной продукции и др.

Анализ технологических режимов эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УЭЦН с частотным регулированием показывает, что до настоящего времени остается рад нерешенных задач по эффективному управлению частотным приводом УЭЦН в условиях высокого газосодержания. Эти задачи можно сопоставить со спецификой работы УЭЦН и предвключенных устройств для работы со свободным газом.

Таким образом, процесс добычи нефти из скважин в условиях свободного газа на приеме УЭЦН при частотном регулировании, является актуальным и, исходя из этого, можно сформулировать цели и задачи настоящих диссертационных исследований.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации скважин с осложненными условиями, при наличии свободного газа в добываемой скважинной продукции, путем разработки методических и технологических решений по выбору предвключенных модулей электроцентробежных насосов (ЭЦН).

Основные задачи исследований

1) модернизация экспериментального стенда для исследования конических сборок ступеней электроцентробежного насоса на модельной газожидкостной смеси, разработка методики проведения экспериментов и обработки результатов исследований при изменении входного газосодержания смеси;

2) экспериментальные исследования различных компоновок конического насоса и расчетные рекомендации по его оптимальному составу с точки зрения энергоэффективной работы на газожидкостных смесях, с учетом изменения частоты вращения вала;

3) разработка корреляционных зависимостей, учитывающие степень изменения напорно-расходных характеристик конических насосов

при откачке газожидкостных смесей с высоким содержанием свободного газа;

4) адаптация методики подбора погружной насосной установки (конического насоса) к скважине, с учетом полученных корреляционных зависимостей.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с использованием следующих методов:

1) метод выбора модельной газожидкостной смеси и технологических параметров экспериментального стенда, основанный на критериях подобия работы центробежных насосов в скважинных условиях (на основании положений Межгосударственного стандарта ГОСТ 6134-2007 «Насосы динамические. Методы испытаний»);

2) метод численного моделирования расстановки ступеней конического насоса с целью повышения энергоэффективности добычи нефтегазовой смеси;

3) метод экспериментальных исследований характера влияния частоты вращения вала на рабочие параметры цилиндрических и конических электроцентробежных насосов;

4) методики подбора погружных УЭЦН к скважинам;

5) метод корреляционного анализа статистических данных по результатам стендовых испытаний конических и цилиндрических электроцентробежных насосов на газожидкостной смеси при изменении частоты вращения вала.

Научная новизна

1) Впервые проведены сравнительные испытания двух- и трехсекционных конических насосов, результаты которых позволили определить оптимальные условия комплектации УЭЦН в скважинах с высоким содержанием свободного газа в добываемой продукции.

2) Экспериментально получены новые корреляционные зависимости, учитывающие влияния частоты вращения вала электроцентробежных насосов на изменение напорно-расходных и энергетических характеристик при откачке газожидкостных смесей.

3) Предложена новая адаптационная модель подбора погружной насосной установки (конического насоса) к скважине с высоким содержанием свободного газа в добываемой продукции.

Основные защищаемые положения

1. Методика учета корреляционных зависимостей изменения напорно-расходных характеристик ЭЦН на газожидкостных смесях при изменении частоты вращения вала.

2. Методология подбора конических ступеней погружного электроцентробежного насоса к скважинным условиям с высоким содержанием свободного газа в добываемой продукции.

Практическая ценность работы

Разделы диссертационных исследований имеют практическую ценность, которая сформулирована в виде результатов практических расчетов, на основе которой получены графики, показывающие, что не учет вредного влияния свободного газа на работу УЭЦН может привести к неправильным выводам по эффективности работы насоса в реальных скважинных условиях.

При принятии решения о необходимости изменения режима работы насосной установки, путем изменения значения частоты вращения вала УЭЦН, необходимо руководствоваться не только паспортными характеристиками УЭЦН, не только характеристиками УЭЦН в пересчете на реальные газожидкостные смеси, но и учитывать степень деградации напорно-расходной и энергетической характеристик насоса в условиях вредного влияния свободного газа.

Результаты диссертационных исследований приняты в ООО «РН-УфаНИПИнефть» для практического применения при подборе погружного насосного оборудования к добывающим скважинам с высоким газовым фактором на Тарасовском месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз».

Объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и заключения. Общий объем работы составляет 154 страницы печатного текста, в том числе 13 таблиц, 47 рисунков и графиков, список литературы включает 99 источников.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Анализ существующих систем и технологий защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа

Исследования по влиянию свободного газа на работу погружных электроцентробежных насосов были начаты в начале прошлого века. В результате выполненных работ были сделаны выводы, что изменение рабочих характеристик центробежных насосов при наличии в откачиваемой жидкости свободного воздуха происходит вследствие нарушения энергетического обмена между рабочим колесом и воздушно-жидкостной смесью, а также из-за изменения плотности перекачиваемой смеси [1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 14, 17, 18, 24, 25, 32, 43, 61, 64, 68, 69, 70, 73, 74, 75, 88].

Исследованию некоторых вопросов работы ступеней погружных насосов ЭЦН посвящены работы П. Д. Ляпкова, В. П. Максимова, И. М. Муравъёва, И. Т. Мищенко, В. И. Игревского, А. Н. Дроздова и др. [10, 15, 16, 17, 18, 24, 25, 32, 41, 42, 43, 61, 64, 68, 69, 70, 71, 73, 74, 75, 87, 88].

Стендовые исследования П. Д. Ляпкова в лабораторных условиях по определению влияния свободного воздуха в составе водовоздушной смеси на работу ступеней ЭЦН при перекачке водовоздушных смесей позволили установить, что при содержании свободного газа у приема насоса, равным 0,15, наблюдается ухудшение характеристик рабочих ступеней насоса [62]. При газосодержании, равным 0,20, ступени с радиальными лопаточными направляющими аппаратами и нормальным зазором между выходными кромками лопаток направляющего аппарата неработоспособны из-за срыва подачи насоса [63, 65].

Исследования И. Т. Мищенко позволили получить различные значения теоретического напора центробежного насоса, работающего на

газожидкостной смеси с учетом фазовых превращений, и он установил, что фазовые превращения в значительной степени влияют на теоретический напор, что особенно сказывается на работе погружного насоса с большим количеством ступеней в нефтяной скважине [69]. Результаты исследований различных авторов позволяют сделать вывод о том, что при малых газосодержаниях у приема насоса, несмотря на снижение подачи и развиваемого давления, насос может работать устойчиво [72].

Современные условия эксплуатации скважин УЭЦН характеризуются высокой обводненностью и, в связи с этим, на многих нефтегазопромысловых объектах можно встретить «инерционную» зависимость по использованию погружных центробежных газосепараторов. Другими словами, предвключенные модули, например, такие как: газосепараторы, газосепараторы-диспергаторы, диспергаторы, погружные насосы конического типа, спускают в скважины бессистемно, не учитывая последствия, которые могут проявляться в результате неправильно выбранного решения.

Для рационального выбора предвключенных модулей электроцентробежного насоса (в осложненных условиях эксплуатации скважин) необходимо иметь технологии защиты УЭЦН от вредного влияния газа и соответствующие им методики расчета характеристик погружных насосов, работающих на газожидкостных смесях (ГЖС). Для защиты УЭЦН от вредного влияния газа существует несколько технологических решений [28, 30, 76, 77, 78, 83]:

• заглубление насоса под динамический уровень жидкости в скважине;

• подлив дегазированной жидкости в затрубное пространство [22];

• использование конической схемы насосов [28, 30];

• использование насоса с диспергатором [8];

• применение ступеней специальных конструкций [30];

• установка перед насосом газосепаратора [81];

• применение насосно-эжекторных систем [86];

• принудительный сброс газа из затрубного пространства.

Из представленного перечня технологий, в настоящее время менее изученной является технология по использованию конической схемы насосов. Рассмотренный авторами [28, 30] метод по защите УЭЦН от вредного влияния свободного газа - коническая схема насосов представлена информативно, без представления детального анализа технических возможностей при работе со свободным газом, в том числе с изменением частоты вращения вала погружного насоса.

Конические или ступенчатые центробежные насосы применяются для откачки газожидкостных смесей достаточно давно и интересны тем, что практически не требуют дополнительных капитальных затрат, используя в компоновке имеющиеся в распоряжении ступеней различных типов [12]. Проточная часть ступеней такого насоса подбирается в соответствии с изменением параметров перекачиваемой жидкостной среды. Оптимальная коническая сборка насоса в которой используется несколько типоразмеров рабочих ступеней, с различными номинальными подачами расположена таким образом, что в нижней секции насоса устанавливают пакеты ступеней с повышенной подачей (с широкими рабочими каналами колес и направляющих аппаратов), далее по потоку размещаются пакеты ступеней промежуточной ступени и пакеты ступеней меньшие номинальной подачи на выходе. Обычно на практике конические насосы состоят из двух - трех секций ступеней, например, ЭЦН5-50 / ЭЦН5-80 / ЭЦН5-125. На практике компоновка может меняться, однако чаще используется только два типоразмера, например, ЭЦН-60 / ЭЦН-100. Выбор двухсекционных сборок, по отношению к трехсекционным сборкам обусловлен тем, что с

двухсекционными сборками проще работать, в частности, их проще ремонтировать, комплектовать, обслуживать и подбирать.

В работах [9, 11, 96] предложен принцип оптимальной компоновки конического насоса из располагаемого набора ступеней при заданном дебите скважины и газосодержании на входе заключающийся в минимизации потребляемой насосами мощности. Синтезированный конический насос должен потреблять меньшую мощность, чем наилучший цилиндрический насос при любых одинаковых условиях входа. Считается, что ступени самой большой производительности, на входе могут пропускать относительно большие объемы свободного газа, при этом допустимое газосодержание на входе такого насоса выше, чем у серийного центробежного насоса. Повышенное допустимое газосодержание на входе конического насоса позволяет в некоторых случаях отказаться от использования газосепаратора на приеме УЭЦН. Область применения «конического» насоса по газосодержанию на входе по данным [9, 11, 96] до 0,4. Возможно комбинированное использование конического насоса и газосепаратора, в зависимости от условий эксплуатации.

Авторы [9, 11, 96] отмечают, что использование конического насоса по сравнению с серийным цилиндрическим насосом, при прочих равных условиях позволит повысить эффективность процесса добычи нефти за счет:

1) снижения потребляемой насосом мощности, что приведёт к снижению температуры ПЭД и кабельной линии, и к повышению надежности добывающей системы;

2) использование полезной работы свободного газа при подъеме ГЖС в насосно-компрессорных трубах (НКТ), что позволит получить синергетический эффект повышения коэффициента полезного действия добывающей системы;

3) в большинстве случаев можно отказаться от использования газосепаратора на приеме УЭЦН, как потенциального источника снижения межремонтного периода скважины и источника «полетов» ЭЦН;

4) повышается ресурс работы насоса за счет того, что обеспечивается работа всех ступеней насоса в пределах их рабочего диапазона по объемной подаче;

5) можно уменьшить глубину спуска погружного агрегата в скважину в оптимизационных целях.

В работе авторов [9, 11, 96] показано, что неудачные попытки применения конических насосов чаше всего связаны с недостаточно точными расчетами количественного состава насоса по используемым ступеням. Для этого авторами [9, 11, 96] была разработана программа «NеоSеlPro» [13], которая, по мнению авторов, позволяет проводить точный и эффективный подбор конических насосов для конкретных условий эксплуатации. В работе [41] представлена диаграмма зависимости колическтва свободного газа от подачи жидкости для различных устройств (предвключенных модулей ЭЦН), направленных на снижение вредного влияния свободного газа при работе ЭЦН. По мнению автора [41] конические насосы способны эффективно работать в диапазоне газосодержаний 15-40% для малых подач 25-30 м /сут и 27-40% для подач 180-200 м /сут. Предложенная автором [41] диаграмма получена на основе анализа результатов подбора конических насосов в программе подбора «Автотехнолог».

Данный вид защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа имеет хорошие предпосылки для эксплуатации скважин с объемным входным газосодержанием на приеме насосной установки не более 40%, но при этом в литературных источниках мало информации по апробации данной технологии в теоретических и экспериментальных условиях. Поэтому конические насосы представляют научно-практический интерес

для изучения диапазона применимости и уточнения методики подбора конических систем к скважинам. Кроме того, одним из удобных в настоящее время методов регулирования работы погружных электроцентробежных насосов на многих нефтяных промыслах является метод частотного регулирования. Поэтому научный интерес представляет направление по исследованию характеристик работы цилиндрических и конических погружных насосов в условиях откачки ГЖС с высоким содержанием свободного газа, при плавном частотном регулировании режимов работы УЭЦН.

Проанализировав различные способы защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа можно сделать следующие выводы [14, 19, 21, 28, 29, 30, 33, 34, 35, 39, 44, 46, 47, 49, 50, 51, 80, 90, 93]:

1) группа технологий: заглубление насоса под динамический уровень жидкости в скважине; подлив дегазированной жидкости в затрубное пространство; принудительный сброс газа из затрубного пространства в современных условиях эксплуатации скважин, в настоящее время являются неактуальными методами из-за их низкой эффективности, следовательно, не имеют научных предпосылок для дальнейших исследований;

2) группа технологий: конические насосы; диспергаторы; газосепараторы; насосно-эжекторные системы; ступени специальных конструкций, в настоящее время широко востребованы во многих добывающих компаниях, но требуют системного подхода при выборе предвключенного модуля;

3) менее изученным являются конические погружные насосы, в условиях переменной частоты вращения вала.

1.2 Влияние свободного газа на напорно-энергетические характеристики электроцентробежного насоса различных конструктивных исполнений рабочих ступеней

В работах [30, 31] представлены результаты стендовых испытаний погружных электроцентробежных насосов цилиндрического типа с номинальными подачами 80, 130 и 200 м /сут на различных модельных газожидкостных смесях.

Обработку экспериментальных данных проводили при построении зависимости относительной подачи при нулевом напоре от объемного входного газосодержания на приеме исследуемого насоса. Под газосодержанием смеси на входе в насос понимается отношение объемного расхода воздуха (0гвх) к объемному расходу газожидкостной смеси (0гвх+0ж) при термодинамических условиях на входе в насос.

в =—<гвх— (12 1) гС гвх ¿С ж

По полученным данным можно построить кривые относительных подач насосов по ГЖС, позволяющие наглядно представить результаты проведенных исследований - чем меньше кривая относительной подачи насоса на ГЖС отклоняется от линии бескавитационного режима, тем меньшее негативное влияние газа испытывает насос при одинаковом газосодержании. Под относительной подачей по газожидкостной смеси понимается отношение объемной подачи насосом газожидкостной смеси при заданном объемном газосодержании к объемной подаче насоса по жидкости на подобном режиме без газа (0рвх=о). Подобные режимы расположены по параболе, исходящей из начала координат и пересекающей напорные характеристики насоса при различных рвх.

к<2 = (1.2.2)

<ввх=0

На примере насосной установки ЭЦН5-80 исследуемой на модельных газожидкостных смесях: «вода-воздух» и «вода-ПАВ-воздух» (при одинаковых значениях параметра пенообразующей способности жидкости [30] установлено, что погружной насос лучше работает на модельной смеси «вода-ПАВ-воздух» (в качестве ПАВ использовали дисолван 4411, концентрация 0.05% [30, 66]. Кроме того, данные исследования показали на то, что увеличение давления на приеме насосной установки приводит к улучшению характеристик насоса. При этом необходимо отметить, что улучшение характеристик погружного насоса наблюдается в пределах области распространения линии бескавитационного режима работы насоса (кривой идеального насоса) на режиме нулевого напора, которая получена в соответствии с формулой, характеризующей область бескавитационной работы лопастного насоса:

где - коэффициент подачи лопастного насоса на режиме нулевого

напора; Рг .пр - объемное входное газосодержание смеси, приведенное к

термобарическим условиям у приема исследуемого насоса.

Увеличение давления на приеме лопастного насоса может носить ограниченный характер, в работе [30] на основе анализа результатов экспериментальных исследований было получено, что диапазон давлений у приема насоса, который может оказывать положительное влияние на характеристику работы лопастного насоса, стремящейся к кривой бескавитационного режима работы лопастного насоса, находится в пределах: 0,1-0,6 МПа, а при увеличении давления на приеме насосной установки до 3,1 МПа, кривые относительных подач располагаются близко друг к другу и различаются в пределах погрешности.

(1.2.3)

Таким образом, в промысловой практике можно встретить условие эксплуатации, при котором наступает нестабильный режим работы погружного насоса, это условие обусловлено снижением давления у приемной сетки погружного насоса и ростом объемного газосодержания. С научно-практической точки зрения интерес представляет изучение поведения погружной насосной установки при изменении частоты вращения вала: при увеличении частоты вращения вала - давление на приеме насосной установки, при прочих равных условиях будет стремиться к минимальным значениям, а при уменьшении частоты вращения вала -давление на приеме насосной установки будет увеличиваться. Однако, исследования [19, 27, 30, 37, 40, 45, 91] показывают о неоднозначности заключений, касательно влияния частоты на характер работы погружной насосной установки.

Стендовые исследования характеристик рабочих ступеней ЭЦН различных конструкций при перекачке модельной газожидкостной смеси на различных режимах («вода-воздух», «вода-ПАВ-воздух» (крупнодисперсная смесь, подача воздуха (газа) от компрессора), «вода-ПАВ-воздух» (мелкодисперсная смесь, сформированная при помощи водовоздушного эжектора)), позволяют определить конструктивное влияние рабочих ступеней насоса на эффективность перекачки газожидкостных смесей с различным входным газосодержанием. Анализ различных модельных газожидкостных смесей позволяет сделать вывод о том, что наиболее сложные условия работы УЭЦН наблюдаются при работе на модельной смеси: «вода-воздух», которая подобна обводненной скважинной продукции, с характерными прорывами свободного газа [30-32]. Крупнодисперсная модельная смесь «вода-ПАВ-воздух» является наиболее близкой по отношению к реальной обводненной нефтеводогазовой смеси с крупными газовыми включениями [30].

Мелкодисперсная модельная смесь «вода-ПАВ-воздух» подходит для исследований характеристик погружных газосепараторов, т.к. диспергированный газожидкостной поток будет улучшать характеристики ЭЦН и ухудшать характеристики газосепараторов, при прочих равных условиях. Авторы исследований [30] показывают на то, что эффективность различных типов ЭЦН (ЭЦН5-125, ВННП5-125 и ЦОН5-125 по 26 -ступеней в каждой сборке) при работе на газожидкостных смесях зависит не только от конструкционных параметров, но и от режимных параметров, например, от пенообразующих свойств, давлении у входа, дисперсности и

Результаты испытаний различных конструкций погружного лопастного насоса показывают на то, что расходная характеристика центробежно-осевого насоса (ЦОН) в меньшей степени подвержена деградации от влияния свободного газа, по сравнению с расходными характеристиками центробежно-вихревого и центробежного насосов (рисунок 1.2.1).

др.

од

0,05 од 0,15 0,25 о,з 0,35 0,4 0,45 0,5

Газосодержание объемное не приеме насоса, д.ед.

а)

1

¥ и

| 0,3

0,2

^^"Идеальный насос —й— ЦОН-КДС ("вода-ПАВ-воздух" компрес.)

_—ВНН-К ^-эцн-к ДС ("вода ДС ("вода -ПАВ-воз,! -ПАВ-воз,! 1ух" помп |,ух' коми рес.) рес.)

\

к

0,8

ч: 0,6 о

ч:

0,3

од

0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 Газосодержание объемное на приеме насоса, д.ед.

0,45 0,5

б)

^■Идеальный насос э—ЦОН-МДС ("вода-ПАВ-воздух" эжектор) Э— ВНН-МДС ("вода-ПАВ-воздух" эжектор) — ЭЦН-МДС ("вода-ПАВ-воздух" эжектор)

_

N

XV

Ч

0,05 ОД ОД5 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 Газосодержание объемное на приеме насоса, д.ед.

е)

Рисунок 1.2.1 - Зависимость относительной подачи ЭЦН на режиме нулевого напора от объемного входного газосодержания: а) на модельной смеси «вода-воздух»; б) на крупнодисперсной модельной смеси «вода-ПАВ-воздух»; в) на мелкодисперсной модельной смеси «вода-ПАВ-воздух» [30]

При этом можно отметить существенное отклонение фактических характеристик от характеристики идеального насоса на модельной смеси «вода-воздух», которая подобна высоко обводненным газожидкостным смесям с диспергированными глобулами газа. Модельная смесь «вода-воздух» является наиболее сложной для работы погружного электроцентробежного насоса, но в промысловой практике встречаются и средне обводненные газожидкостные смеси, и нефтегазовые смеси (безводные газожидкостные смеси). Поэтому для дальнейших исследований введем определение модельных газожидкостных смесей, с учетом их подобия реальным промысловым характеристикам газожидкостных смесей:

- модельная смесь «вода-воздух» предназначена для исследований погружных электроцентробежных насосов с целью определения напорно-расходных и энергетических характеристик при различном содержании свободного газа, в условиях подобия работы насосов при откачке газожидкостной смеси с крупными глобулами газа (диаметр газовых пузырьков свыше 1,5 мм);

- модельная смесь «вода-ПАВ-воздух», приготовленная при помощи насосно-компрессорного стенда, предназначена для исследований погружных электроцентробежных насосов с целью определения напорно-расходных и энергетических характеристик при различном содержании свободного газа, в условиях подобия работы насосов при откачке газожидкостной смеси с крупно диспергированными газовыми пузырьками (средний диаметр газовых пузырьков от 0,2 до 1,5 мм);

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лабах Нулла, 2016 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. А. с. 109579 СССР, МПК7 Б 04 Б 13/10. Погружной центробежный электронасос / Ляпков П. Д. (СССР). - № 2553/5751177; заявл. 01.11.54, опубл. 15.02.58, Бюл. № 12. - 2 с.: ил.

2. А. с. 188424 СССР, МПК7 Е 21 В 43/38, В 01Б 19/00. Способ извлечения газированной жидкости из скважин / Спорышев В. С. (СССР) -№1025392/22-3; заявл. 27.08.65, опубл. 01.11.66, Бюл. № 22. - 2 с.: ил.

3. А. с. 153889 СССР, МПК7 Е 21 В 5а/41. Способ эксплуатации скважин с большим газовым фактором погружными центробежными электронасосами / Листенгартен Л. Б., Багиев А. Д., Гасанов Р. Ф. и др. (СССР) - № 789802/22-3; заявл. 30.07.62, опубл. 1963, Бюл. № 8.

4. А. с. 494536 СССР, МПК7 Б 04 Б 01/08. Погружной центробежный насос / Гафуров О. Г., Хангильдин И. Г., Каплан Л. С. (СССР). -№2004810/24-6; заявл. 11.03.74, опубл. 05.12.75, Бюл. № 45. - 2 с.: ил.

5. А. с. 669087 СССР, МПК7 Б 04 Б 13/12, Б 04 Б 5/54. Насосная установка / Жангарин А. И. (СССР). - № 2310002/25-06; заявл. 04.01.76, опубл. 25.06.79, Бюл. № 23. - 2 с.: ил.

6. А. с. 1161694 СССР, МПК7 Е 21 В 43/38. Газовый сепаратор / Ляпков П. Д., Игревский В. И., Сальманов Р. Г. и др. (СССР). - №3557683/22-03; заявл. 20.12.82, опубл. 15.06.85, Бюл. № 22. - 4 с. : ил.

7. А. с. 1521918 СССР, МПК7 Б 04 Б 15/00. Стенд для испытаний газосепараторов / Дроздов А. Н., Васильев М. Р., Варченко И. В. и др. (СССР). - № 4329931/25-29; заявл. 25.08.87, опубл. 15.11.89, Бюл. № 42. - 3 с.: ил.

8. Агеев, Ш. Р. Диспергирующие устройства для повышения эффективности работы ЭЦН на газожидкостной смеси / Ш.Р. Агеев //

Доклады Х Всероссийской технической конференции ОАО «АЛНАС», Самара. - 2001.

9. Агеев, Ш. Р. Конический насос как средство повышения эффективности работы и надёжности ЭЦН при откачке газожидкостной смеси / Ш.Р. Агеев // Доклады Х! Всероссийской технической конференции ОАО «АЛНАС». - 2002.

10. Агеев, Ш. Р. Условия наибольших наработок погружных лопастных насосов для добычи нефти при повышенном газосодержании на входе / Ш. Р. Агеев, Н. И. Карелина, Е. Ю. Дружинин // Бурение и нефть. - 2004. - №

11. - С. 14-17.

11. Агеев, Ш. Р. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение / Ш. Р. Агеев, Е. Е. Григорян, Г. П. Макиенко // Энциклопедический справочник. - Пермь.: ООО «Пресс-мастер», 2007. -645 с.

12. Агеев, Ш. Р. Так добывалась нефть /Ш. Р. Агеев, А. А. Кропоткин // Арсенал нефтедобычи. - 2008. - № 2 (5). - С. 8-11.

13. Агеев, Ш. Р. Программные продукты «Коуоше18е1-Рго», «Калькулятор ЭЦН», «Программа расчета энергоффективности» / Ш.Р. Агеев, А. М. Джалаев, И. В. Золотарев // Бурение и нефть. - 2013. - №10. - С. 36-39.

14. Алексеев, Ю. В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов: автореф. дис. ... канд. техн. наук : 05.15.06 / Алексеев Юрий Владимирович. - Уфа, 2000. - 23 с.

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

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

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

18. Вербицкий, В. С. Разработка технологии применения погружных насосных и насосно-эжекторных систем для эксплуатации скважин и повышения нефтеотдачи : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Вербицкий Владимир Сергеевич. - М., 2004. - 220 с.

19. Вербицкий, В. С. Результаты исследований эффективности работы устройств защиты УЭЦН от вредного влияния свободного газа / В. С. Вербицкий // Инженерная практика. - 2011. - № 5. С. 134-141.

20. Влияние частоты вращения вала на характеристики газосепараторов к УЭЦН / А. Н. Дроздов [и др.] // Бурение и нефть. - 2006. - № 7-8. С. 20-23.

21. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими устройствами на месторождениях Западной Сибири / В. А. Афанасьев [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 12. - С. 2324.

22. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / Дроздов А.Н. [и др.] // Обзорная инф. серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 11. - 50 с.

23. Высокооборотные лопаточные насосы / под ред. Б. В. Овсянникова, В. Ф. Чебаевского. - М.: Машиностроение, 1975. - 336 с.

24. Гафуров, О. Г. Исследование особенностей эксплуатации погружными центробежными насосами нефтяных скважин, содержащих в продукции газовую фазу : дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Гафуров О.Г. - Уфа, 1972. - 148 с.

25. Гафуров, О. Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу ступени погружного электроцентробежного насоса / О. Г. Гафуров // Труды БашНИПИнефть. - 1973. - № 34. С. 36-49.

26. ГОСТ 6134-71. Насосы динамические. Методы испытаний: Взамен ГОСТ 6134-58. - Введ. 01.07.73. - Переизд. Ноябрь 1978 с изм. №1. - 56 с. УДК 621.65.001.4: 006.354 Группа Г89 СССР.

27. Деньгаев, А. В. Результаты анализа промысловых исследований эксплуатации скважин в осложненных условиях автоматизированных УЭЦН с ИСУ / А. В. Деньгаев, В. С. Вербицкий, С. Ф. Горланов // Инженерная практика. - 2012. - № 4. - С. 126-130.

28. Деньгаев, А. В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Деньгаев Алексей Викторович. - М., 2005. - 212 с.

29. Деньгаев, А. В. Испытания газосепараторов габарита 5А к центробежным электронасосам / А. В. Деньгаев, А. Н. Дроздов, В. С. Вербицкий // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 6. - С. 96-99.

30. Дроздов, А. Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие / А. Н. Дроздов - М.: МАКС Пресс, 2008. - 312 с.

31. Дроздов, А. Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Дроздов Александр Николаевич. - М., 1982. - 212 с.

32. Дроздов, А. Н. Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси / А. Н. Дроздов. - М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1994. - 29 с.

33. Дроздов, А. Н. Исследование работы установок погружных центробежных насосов фирмы «РЭДА». Часть 1 / А. Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 10. - С. 47-50.

34. Дроздов, А. Н. Исследование работы установок погружных центробежных насосов фирмы «РЭДА». Часть 2 / А. Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 1-2. - С. 30-32.

35. Дроздов, А. Н. Исследование работы установок погружных центробежных насосов фирмы «РЭДА». Часть 3 / А. Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 5-6. - С. 70-72.

36. Дроздов, А. Н. Стенд для испытаний гидравлических машин, применяемых в нефтяной промышленности / А. Н. Дроздов, Л. А. Демьянова // Нефтепромысловое дело. - 1996. - № 3-4. - С. 22-27.

37. Дроздов, А. Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти : дис. ... докт. техн. наук : 25.00.17 / Дроздов Александр Николаевич. - М., 1998. - 423 с.

38. Дроздов, А. Н. Установки погружных насосов с газосепараторами для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором / А. Н. Дроздов, А. В. Деньгаев, В. С. Вербицкий // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2005. - № 6. -С. 12-20.

39. Дроздов, А. Н. Реанимация для «безнадежных». Новые технологии эксплуатации скважин погружными насосами в осложнённых условиях / А. Н. Дроздов, В. С. Вербицкий, А. В. Деньгаев // Нефтегазовая вертикаль. -2006. - № 12. - С. 40-41.

40. Иванов А.А., Кудряшов С.И., Маркелов Д.В. Результаты эксплуатации опытно-промышленной партии установок ЦУНАР 100. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2005, № 2, с. 36-39.

41. Ивановский, В. Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления / В. Н. Ивановский // Инженерная практика. - 2011. - № 6. - С. 18-26.

42. Игревский, В. И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 - М., 1977. - 192 с.

43. Игревский, Л. В. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти : дис. ... канд. техн. наук. : 25.00.17 - М., 2001. - 216 с.

44. Исследование работы ЭЦН5-80-800 с диспергирующим устройством при откачке многокомпонентной смеси / Н. Н. Репин [и др.] // Труды БашНИПИнефть. - 1973. № 34. - С. 68-73.

45. Исследование характеристик газосепараторов к УЭЦН при различных частотах вращения / А. Н. Дроздов [и др.] // Нефтегазовая вертикаль. - 2006.

- № 12. - С. 92-93.

46. Камалетдинов, Р. С. Сервис механизированного фонда скважин / Р. С. Камалетдинов // Нефтегазовая Вертикаль - 2014. - №7 - С. 44-49.

47. Каплан, Л. С. Эксплуатация осложнённых скважин центробежными электронасосами / Л. С. Каплан, А. В. Семёнов, Н. Ф. Разгоняев. - М.: Недра, 1994. - 190 с.

48. Каталог нефтепромыслового оборудования // ОАО «Борец». - 2012. -60 с.

49. Каталог нефтепромыслового оборудования Альметьевского насосного завода: оборудование для добычи нефти // ОАО «Алнас». - 2011. - 45 с.

50. Каталог нефтепромыслового оборудования // ЗАО «Новомет-Пермь».

- 2012. - 59 с.

51. Кнышенко, Г. Н. Некоторые особенности эксплуатации погружных центробежных насосов на нефтяных месторождениях Башкирии / дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Кнышенко Г. Н. - Уфа, 1971. - 143 с.

52. Конюхов В.М., Конюхов И.В., Краснов С.В. Расчет конической сборки

электроцентробежного насоса при перекачке водонефтегазовых смесей // Путьнауки. Междунар. научн. журнал. - Волгоград, 2015. - №2 (12). - С. 16-18.

53. Кудряшов, С. Эксплуатация УЭЦН в осложнённых условиях интенсифицированных скважин / С. Кудряшов, Ю. Лёвин, Д. Маркелов // Бурение и нефть. - 2004. - № 10. - С. 22-23.

54. Кузьмичев, Н. Д. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования / Н. Д. Кузьмичев - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2005. - № 6. - С. 22-36.

55. Лабах, Н. Определение энергоэффективных режимов работы погружного электроцентробежного насоса в скважине на основе систематизации расчетно-экспериментальных данных. Ч.1 / Н. Лабах // Нефть, газ и бизнес. - 2014. - № 10 - С.60-63.

56. Лабах, Н. Исследование «конусного» электроцентробежного насоса с целью повышения эффективности откачки газожидкостных смесей / Н. Лабах // Нефть, газ и бизнес. - 2014. - № 11 - С.59-63.

57. Лабах, Н. Определение энергоэффективных режимов работы погружного электроцентробежного насоса в скважине на основе систематизации расчтено-экспериментальных данных Ч.2 / Н. Лабах, Ю Шицян, В. С. Вербицкий // Нефть, газ и бизнес. - 2015. - № 1 - С.49-54.

58. Лабах, Н. Результаты стендовых испытаний двухпакетных конусных электроцентробежных насосов на модельной газожидкостной смеси / Н. Лабах // Нефть, газ и бизнес. - 2015. - № 2 - С.60-62.

59. Ляпков, П. Д. Влияние давления на напор, развиваемый центробежным колесом, перекачивающим газожидкостную смесь / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский // Нефтепромысловое дело. - 1977. - № 2. - С. 1112.

60. Ляпков, П. Д. Исследование работы погружного центробежного насоса на смеси вода - газ / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, А. Н. Дроздов // Нефтепромысловое дело. - 1982. - № 4. - С. 19-21.

61. Ляпков, П. Д. Влияние давления у входа в погружной центробежный насос на его характеристику при работе на смеси вода - ПАВ - газ / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, А. Н. Дроздов // Нефтепромысловое дело. -1982. - № 6. - С. 16-18.

62. Ляпков, П. Д. Подбор установки погружного центробежного электронасоса / П.Д. Ляпков // в кн.: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - С. 237293.

63. Ляпков, П. Д. Работа погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях / / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, А. Н. Дроздов // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1985. - № 2. - С. 11-14.

64. Ляпков, П. Д. Дисперсность газовой фазы в проходящем через погружной центробежный насос потоке газожидкостной смеси / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, А. Н. Дроздов // Изв. вузов. - Нефть и газ, 1986. - № 4. - С. 55-59.

65. Ляпков, П. Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине / П. Д. Ляпков. - М.: МИНГ, 1987. - 71 с.

66. Метод определения склонности нефтей (нефтепродуктов) к пенообразованию / Г. Н. Позднышев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1977. -№ 11. - С. 39-40.

67. Минигазимов, М. Г. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН5-80-800 / М. Г. Минигазимов, А. Г. Шарипов // Нефтепромысловое дело. - 1968. - № 7. - С. 34-38.

68. Минигазимов, М. Г. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100 / М. Г. Минигазимов, А. Г. Шарипов, Ф. Л. Минхайров // тр. ТатНИИ. - 1971. - № 15. - С. 157-164.

69. Мищенко, И. Т. Расчеты при добыче нефти и газа / И. Т. Мищенко -М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008. - 296 с.

70. Мищенко, И. Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И. Т. Мищенко, Т. Б. Бравичева, А. И. Ермолаев - М.: Нефть и газ, 2005. - 448 с.

71. Мохов, М.А. Научно-практические основы применения физических полей в нефтяных скважинах с осложнёнными условиями эксплуатации : автореф. дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Мохов Михаил Альбертович. -М., 2006. - 51 с.

72. Муравьёв, И. М. Экспериментальное исследование погружного центробежного насоса в условиях Арланского месторождения / И. М. Муравьев, И. Т. Мищенко // Нефтяное хозяйство. - 1965. - № 12. - С. 48-52.

73. Муравьёв, И. М. Экспериментальное исследование работы ступени погружного центробежного электронасоса при перекачке вязких газожидкостных смесей / И. М. Муравьев, И. Т. Мищенко // Нефтяное хозяйство. - 1966. - № 10. - С. 51-54.

74. Муравьёв, И. М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях / И. М. Муравьев, И. Т. Мищенко - М.: Недра, 1969. - 248 с.

75. Муравьёв, И. М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах / И. М. Муравьев, Н. Н. Репин - М.: Недра, 1972 - 208 с.

76. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / Вербицкий В.С. [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. - С. 78-81.

77. Опыт управления осложнениями механизированного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Здольник С.Е. [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2006. - № 9. - С. 32-34.

78. Пат. 2183256 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/38, 43/00. Способ добычи нефти и погружная насосная установка для его осуществления / Мохов М. А., Дроздов А. Н., заявитель и патентообладатель: Мохов М. А., Дроздов А. Н. - № 2000118566/03; заявл. 14.07.00, опубл. 10.06.02, Бюл. № 16. - 5 с. : ил.

79. Пат. 2426867 Российская Федерация, МПК7 Е21 В43/00. Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин / Ханжин В.Г., заявитель и патентообладатель: ООО «Научно-производственное объединение «Эталон» - № 2010135149/03; заявл. 23.08.2010, опубл. 20.08.2011. Бюл. № 23. - 14 с. : ил.

80. Пат. 2119578 Российская Федерация, МПК7 Е21В43/00. Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин / Ханжин В.Г. заявитель и патентообладатель: Ханжин В.Г. - № 97110817/03; заявл. 19.06.1997, опубл. 27.08.1998. Бюл. № 12. - 12 с. : ил.

81. Пат. 2274731 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/00, Б 04 Б 5/54. Способ добычи нефти и устройство для его осуществления / А. Н. Дроздов, [и др.] заявитель и патентообладатель: ЗАО «Новомет-Пермь» - № 2004105110/03; заявл. 24.02.2004, опубл. 10.08.2005, Бюл. № 11 - 14 с. : ил.

82. Пелевин, Л. А. Определение пенообразующей способности (склонности к пенообразованию) нефтей различных месторождений /

Л. А. Пелевин, Г. Н. Позднышев, К. Г. Новикова // Техническая записка. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1977. - 32 с.

83. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложнённых условиях / М. Н. Персиянцев - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 653 с.

84. Петров, В. И. Кавитация в высокооборотных лопастных насосах / В. И. Петров - М.: Машиностроение, 1982. - 192 с.

85. Пирсол, И. Кавитация: Пер. с англ. / И. Пирсол. Ред., предисл. и доп. Л. А. Эпштейна. - М.: Мир, 1975. - 95 с.

86. Погружные насосы и насосно-эжекторные системы - новые возможности в нефтегазодобыче, нефтеотдаче и нефтегазосборе / Дроздов А. Н. [и др.] // Вестник НК «ЮКОС». - 2004. - № 10. - С. 3-9.

87. Проблемы насосной добычи нефти из скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Деньгаев А.В. [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2007. - № 3. - С. 58-61.

88. Пфлейдерер, К. Лопаточные машины для жидкостей и газов / К. Пфлейдерер // Пер. с нем. - 4-е изд., перераб. - М.:Машгиз, 1960. - 683 с.

89. Перевод скважин Приобского месторождения на адаптивную систему управления электроцентробежным насосом / В. Г. Ханжин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2009. № 8. - С. 68-70.

90. Результаты исследований работы погружных центробежных газосепараторов при эксплуатации скважин ООО «РН-Пурнефтегаз» с высоким входным газосодержанием. Сравнение стендовых и промысловых испытаний / А. Н. Дроздов [и др.] // БРБ 117415 - 2008. - С. 1-11.

91. Черемисинов, Е. М. Опыт эксплуатации погружных центробежных насосов с вентильными электродвигателями с бесступенчатым регулированием режимов работы в НГДУ Быстринскнефть ОАО «Сургутнефтегаз» / Е. М. Черемисинов, С. Н. Матвеев // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 1. - С. 29-33.

92. Шарипов, А. Г. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного электронасоса ЭЦН5-130-600/ А. Г. Шарипов, М. Г. Минигазимов // Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 11. - С. 48-51.

93. Эксплуатация скважин, оборудованных высокопроизводительными УЭЦН с газосепараторами / А. В. Деньгаев [и др.] // Бурение и нефть. -2005. - № 2. - С. 10-12.

94. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами / А. Н. Дроздов [и др.] // Территория нефтегаз, 2008. - № 10. - С. 82-85.

95. Castro, M. Successful test of new ESP technology for gassy oil wells / M. Castro, R. Pessoa, P. Kallas // Petroleum Engineer International. - 1998. - v. 5. -p. 66-69.

96. Equipment For Producing Oil With High Free Gas Content And Its Field Study / Ageev Sh.R. [and etc.] // ESP WORKSHOP, The Woodlands, Texas. -2005. - April 25-29.

97. Murakami M., Suehiro H., Jsaji T. Flow of entrained air in centrifugal pumps, 13th Cjngr. Intern. Assoc. Hydraul Res., Kyoto, 1969, Proc. Vol. 2, pp. 7198. Swetnam J.C., Sackash M.L. Performance Review of Tapered Submergible Pumps in the Three Bar Field. - Journal of Petroleum Technology, December 1978, p.1781 - 1787.

99. Wilson B. L. Gas Separation: A New Generation, A New Twist. - 2005 ESP WORKSHOP, The Woodlands, Texas, April 25-29, 2005.