Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева

Гареев, Адиб Ахметнабиевич

Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

Гареев, Адиб Ахметнабиевич АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Уфа МЕСТО ЗАЩИТЫ

2011 ГОД ЗАЩИТЫ

01.04.14 КОД ВАК РФ

Диссертация по физике на тему «Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева»

Автореферат диссертации на тему "Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева"

48505&и

На правах рукописи

Гареев Адиб Ахметнабиевич

Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева

Специальность: 01.04.14 —«Теплофизика и теоретическая теплотехника»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 ЙЮН 2011

Уфа-2011

4850550

Работа выполнена на кафедре геофизики Башгосунивеситета и нефтегазодобывающем управлении «Нижнесортымскнефть»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Валиуллин Рим Абдуллович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Федоров Вячеслав Николаевич

Защита диссертации состоится «23» июня 2011г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д212.013.04 при ГОУ ВПО «Башкирский государственный университет» по адресу: 450076, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан: « ДО » МАЯ 2011г.

Ученый секретарь диссертационного Совета,

кандидат технических наук, Хакимов Виктор Салимович

Ведущее предприятие: ГУП «Институт проблем транспорта

энергоресурсов» (ИПТЭР), г.Уфа

д.ф.-м.н., профессор

Шарафутдинов Р.Ф.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вовлечением в разработку залежей с низкими коллекторскими свойствами и, как правило, указанные объекты имеют низкие дебиты (15-35 м3/сутки). Интенсификация притока жидкости применением бурения пологонаправлен-ных стволов, гидроразрыва пласта полностью проблему по увеличению де-битов скважин не решают. В итоге, в эксплуатационном фонде скважин, более половины составляют электроцентробежные насосы (ЭЦН) производительностью менее 50 м3/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 напорно-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.

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 большим 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 электроцентробежного 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) на приеме насоса происходит бесконтрольное 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.

Апробация 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.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассмотрены причины, осложняющие процесс эксплуатации установок ЭЦН. Статистика отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по узлам «погружной электродвигатель», «насос», «гидрозащита» и «кабельная линия» показывает, что более половины отказов приходится на погружной электродвигатель и кабельную линию. На рисунке 1 приведено примерное соотношение отказов по узлам УЭЦН, характерное для нефтедобывающих предприятий Западной Сибири. Анализ причин отказов УЭЦН по кабельной линии показывает, что они обусловлены воздействи-

ем высокой температуры на «кабельный удлинитель» на месте расположения первой секции насоса.

Отказы УЭЦН по узлам в %

12 3 4

Двигатель Гидрозащита Наос Кабель

Рис. 1. Отказы ЭЦН по узлам Место и характер деформации электрической изоляции «удлинителя» кабельной линии показывает на направление теплового потока со стороны первой секции. Чаще всего, в процессе разогрева «плоской части», в лабиринтах рабочих органов насоса начинает образоваться слой твердых отложений. На месторождениях Западной Сибири, химический состав этих отложений представлены кальцитами - гидрокарбонаты металлов.

На рисунке 2 приведена схема части первой секции насоса 1 и прилегающей к ней «кабельного удлинителя» 4. Стрелками 3 показано направление теплового потока из корпуса УЭЦН. В «кабельном удлинителе» 4 токо-проводящие жилы 6, из-за расплавления изолирующего слоя 5, смешены в сторону корпуса насоса 1. Смещение жил 6 в сторону корпуса насоса 1 обусловлено направлением поступающего теплового потока 3 и «стремлением» корпуса насоса 1 и токопроводящих жил б к общему центру масс (в результате действия законов механики). Во всех случаях отказов УЭЦН из-за перегрева «плоской части» установки эксплуатировались со значительным содержанием свободного газа в газожидкостной смеси на приеме насоса.

1-корпус насоса, 2-вал насоса, 3-направление теплового потока, 4-«плоская часть» кабельной линии, 5-изоляция кабельной линии, 6-токопроводящая жила.

Время безотказной работы (Наработка) установок электроцентробежных насосов по причине перегрева «плоской части» кабельной линии с вычисленным содержанием газа на приеме насоса приведены в таблице 1.

Таблица I Наработка УЭЦН с перегревом «кабельного удлинителя»

№ Установка Гл. Ож, Содер жа- Ндин, м Газосо- Наработка,

Скваж ЭЦН спус- м*/с ние воды. держание сутки

ины. ка, м %, (р ,в %

480 15-1750 1960 17 53 1350 19,2 53

582 35-1350 1700 33 5 1160 20,4 45

765 30-1600 1814 35 7 1050 31,9 367

835 30-1500 1715 32 28 1158 33,8 202

Анализ технологических режимов эксплуатации установок ЭЦН в процессе выхода их из строя показывает, что объемное газосодержание в газожидкостной смеси на приеме насоса составляет более 20%. Изменение технологических параметров эксплуатации установки ЭЦН перед отказом из-за перегрева насоса приведено на рисунке 3.

Время, месяцы

Рис.3. Изменение технологических параметров ЭЦН ОДИ Р-5 перед остановкой по причине солеотложения. При разборе обнаружено смещение токопроводящих жил термостойкой «плоской части» кабельной линии 1 - динамический уровень жидкости в скважине, 2 - дебит скважины, м3/сут, 3 - изменение обводненности продукции скважины.

Наличие газосепаратора в комплектации установки ЭЦН положительно сказывается на наработке оборудования при режимах эксплуатации с расходным содержанием газа до 15 - 20%. На рисунке 4 приведены наработки установок ЭЦН в зависимости от содержания свободного газа в процентах на приеме насоса (отказы установок ЭЦН получены из-за оплавления электрической изоляции «кабельного удлинителя» и солеотложений в рабочих ступенях центробежного насоса).

Рис. 4. Зависимость наработки установок ЭЦН от содержания газа По горизонтальной оси отложены среднее содержание свободного газа за период исправной эксплуатации. По вертикальной оси - наработки установок ЭЦН (верхняя - с сепаратором, нижняя - без сепаратора)

Изучению свойств солей, добываемых в попутной воде и проблемам со-леотложений посвящены труды Д.М.Агаларова, О.К.Онгелопуло, Ю.В.Антипина, В.Н.Ахметова, Ш.К.Гиматудинова, И.Т.Мищенко, Е.В.Кащавцева, Н.И.Хисамутдинова, Г.З.Ибрагимова, А.Н.Дроздова, П.Д.Ляпкова, В.И.Игревского, В.Н.Ивановского и многих других исследователей. Тепловое состояние установки электроцентробежного насоса в целом изучены в работах Г.З.Ибрагимова, И.Т.Мищенко, А.В.Язькова. В этих работах основное внимание акцентируется на погружном электродвигателе УЭЦН, как активного потребителя электрической энергии. Тепловое состояние электроцентробежного насоса в зависимости от технологических параметров эксплуатации (дебита, обводненности, давления на приеме насоса и т.д.) до сих в трудах исследователей не нашли должного отражения.

В работах Г.З.Ибрагимова, А.В.Язькова по определению теплопритока в области погружного электродвигателя температура погружного электродвигателя увеличивается при запуске установки; после появления притока из продуктивного пласта температура двигателя стабилизируется на определенном уровне - ниже 100 °С. Максимальная температура погружного электродвигателя достигается при запуске и может дойти до 120 - 130 °С при высоком значении мощности теплового источника в двигателе.

Аналогичный результат по изменению температуры погружного электродвигателя получается при периодическом режиме эксплуатации. Таким образом, подтверждается, что температура погружного электродвигателя может повышаться до 100 - 130 °С и не может быть причиной перегрева кабельного удлинителя. Полученные теоретические выводы авторов согласуются с экспериментальными данными по разогреву погружного электродвигателя в процессе запуска, периодической эксплуатации.

Аналогичные результаты получаются при изучении температуры ЭЦН при помощи датчика ТМСР (датчик давления на приеме насоса, температуры двигателя, на приеме и на выходе из насоса), установленного в комплексе с установкой ЭЦН5-30-1700, например, эксплуатируемой с параметрами: дебит жидкости 23 м3 в сутки, при динамическом уровне 1430 м и обводненности

скважинной продукции в 28%, который давал показания температур при содержания свободного газа на приеме насоса 22%:

Температура обмоток двигателя 72 °С;

Температура на приеме насоса 70 "С;

Температура жидкости на приеме насоса 66 "С; Температура жидкости па выходе насоса 93 "С; Газожидкостная смесь, проходя через секции насоса, нагревается на 27 °С. Анализ работы ЭЦН, после наработки 154 суток и отказавшей по снижению электрического сопротивления системы «кабель-двигатель» показало смещение жил «кабельного удлинителя» (рабочая температура 130 °С) на расстоянии от 3 до 8 м от муфты.

На основании вышеизложенного невозможно объяснить возникновение в электроцентробежном насосе столь высокой температуры, выводящей из строя «кабельный удлинитель» из-за оплавления электрической изоляции.

В работах И.Т.Мищенко результаты теоретических расчетов и экспериментальных работ по определению теплопритока в области установки ЭЦН дают хорошую сходимость на установках производительностью более 80 м3/сут (в оптимальном режиме эксплуатации).

Однако, ссылаясь на классические формулы по теплопритоку, в которых не учитываются режимы эксплуатации установки ЭЦН, структура газожидкостного потока, зависимость давления насыщения нефти от температуры и т.д. невозможно объяснить температуру насоса в зависимости от режимов эксплуатации.

Поэтому, для оценки величины температуры, возникающей в погружном насосе в процессе эксплуатации, были проведены высокотемпературные испытания материалов «удлинителей» нескольких образцов. Результаты испытания приведены в таблице 2, где приведены измерения токов «утечек» в удлинителях различных заводов-производителей при температурах от 100 до 250 "С.

Таблица 2. Зависимость токов утечек (в миллиамперах) в материалах «кабельных удлинителей» различных заводов-производителей от температуры.

Тип удлинителя 100 "С 150 "С 170 "С 200 "С 220 "С 250 "С

ОАО «Камка-бель» 2 шА 3 шА 8тА 12 тА 125 тА

НПФ «Битек» ОшА 2тА 10 шА 14 тА 132 тА

ООО «Борец» ОшА ОшА 7 шА 9 тА 27 тА 125 тА

СептМ ОшА ОтА 2тА 3 тА 11 тА 27 тА

В результате исследований было выявлено, что для оплавления «плоской части» кабельной линии в электроцентробежном насосе температура должна повышаться до 200 - 250 °С. Выше таких температур в удлинителях происходит лавинообразный рост величины «токов утечек», то есть происходит оплавление (разрушение) электрической изоляции удлинителя.

В анализе статистики отказов УЭЦН по узлам было выявлено, что наличие газосепаратора в комплектации установки оказывает незначительное влияние на температурное состояние погружного насоса. Поэтому проблема теплового состояния электроцентробежного насоса при различных режимах эксплуатации является актуальной с точки зрения практики по дальнейшему увеличению межремонтного периода эксплуатации установок ЭЦН низкой производительности. Изучение теплового состояния электропрогружного насоса позволит выработать мероприятия по предупреждению отложений солей в установке ЭЦН.

Во второй главе диссертации проведен анализ коэффициента сепарации существующих сепараторов. Анализируя коэффициенты сепарации сепараторов можно предположить, что установки ЭЦН успешно должны эксплуатироваться при откачке газожидкостных смесей с содержанием свободного газа до 50%.

На практике, проектирование и эксплуатация установки ЭЦН с содержанием доли свободного газа в 50%, приводит к выходу установки в ремонт из-за резкого перегрева «кабельного удлинителя», или же к заклиниванию установки из-за отложения солей в рабочих ступенях насоса. Поэтому дальнейшим шагом в диссертационной работе является определение в скважин-ных условиях значения коэффициента сепарации сепараторов.

Действительно, существующие методики по определению коэффициента сепарации сепараторов основаны в предположении, что всплытие пузыря газа происходит отдельно, вне «глобул» нефти. При этом полагается, что средние скорости всплытия пузырей зависят только от содержания воды в добываемой продукции. В лабораторных условиях, при определении коэффициента сепарации, применяется смесь воздуха и масла. При этом отличие плотностей воздуха и масла составляет 600-700 раз, что в пользу принципа действия центробежного принципа сепарации. Поэтому, определенные в лабораторных условиях коэффициенты сепарации сепараторов получаются завышенными.

В условиях на приеме насоса, отличие плотностей газа и жидкости доходит до 4 - 6 раз. С учетом принципа распределения газа и жидкости в сепараторе, небольшая разница в плотностях не позволяет выносу газа за пределы насоса и поэтому в реальных условиях коэффициент сепарации намного меньше их паспортных значении.

Классическая формула сепарации для ЭЦН имеет вид:

■4

к,=-(2.1)

1 + 0,75—^—

/а

где ц - дебит жидкости, м3/с; /, = к(Н.1 -гя2) где Кк- внутренний радиус эксплуатационной колонны скважины, г, - наружный радиус колонны НКТ, и,. -относительная скорость движения свободных газовых пузырей в нефти с обводненностью до 50%, принимается равным 0,06 м/с; в нефти с обводненностью более 50% - 0,17 м/с.

Для вычисления коэффициента сепарации на приеме штангового насоса число 0,75 в (2.1) меняется на 1,05. Для фонтанного подъемника этот коэф-

фициент равен 0,7. Коэффициент сепарации определенный по формуле (2.1) не учитывает конструктивные особенности сепаратора к ЭЦН.

Поэтому разработана методика определения коэффициента сепарации в промысловых условиях. Объемный расход газа в затрубном пространстве скважины, оборудованной насосом для добычи нефти, несет в себе информацию о коэффициенте сепарации. На основании уравнения состояния реального газа и расчета объема выделяющегося газа на приеме насоса получена обобщенная формула определения коэффициента сепарации

5Р„

К, =

Л, р„

(2.2)

где гс-радиус внутренний эксплуатационной колонны и наружный радиус колонны насосно-компрессорных труб, Нд — динамический уровень жидкости в скважине, Рпр - давление на приеме глубинного насоса, Рн -давление насыщения нефти, Г -газовый фактор, Ъ Д - коэффициент сверхсжимаемости и универсальная газовая постоянная, - дебит нефти, 5Рп - изменение давления газа в затрубном пространстве за время <5/, ц -молярная масса газа в затрубном пространстве скважины. На основании экспериментов по измерению скорости роста давления газа в затрубном пространстве скважины получены значения коэффициентов сепарации различных установок для добычи нефти (таблицаЗ). В итоге, было установлено, что в промысловых условиях коэффициенты сепарации сепараторов к установкам электроцентробежных насосов не более 20%.

№ Сква- Тип Дэбит Наличие Коэффициент Коэффициент

п/п жина насоса м3 / CVT сепара- сепарации сепарации

№ ки тора по (2.2). доли по (21), доли

1 3154 фонтан 42 нет 0.05 0.78

2 601 НВ-38 13 Газ.якорь 0.13 0.786

3 358 RA-5 65 Сепаратор 0,18-0,22 0.788

4 3167 ЭЦН5-50-1300 53 нет 0.1 0.79

5 1140 Fs-320 42 Сепаратор 0.19 0.79

Поэтому, на практике, успешная эксплуатация ЭЦН возможна при содержаниях свободного газа на приеме насоса до 15-20%. Формула (2.2) по опреде-

лению коэффициента сепарации является универсальной, применима и при других способах эксплуатации.

В третьей главе рассматривается теплофизическое состояние электропогружного насоса. Точное решение задачи распространения тепла с источником теплоты в цилиндрическом корпусе погружного насоса, перекачивающего газожидкостную смесь, в аналитических функциях невозможно, так как неизвестны некоторые переменные, входящие в уравнение теплопроводности (теплопроводности газожидкостной смеси и ряда других параметров при высоком давлении и температурах). Поэтому приходится ограничиваться приближенной задачей распространения тепла с распределенным источником теплоты внутри электроцентробежного насоса. При этом предположим, что насос находится в изолированном состоянии, так как поверхность насоса покрыта пузырьками свободного газа. Теплообмен между насосом и перекачиваемой газожидкостной смесью учитывается в состоянии «срыва» - прекращения подачи. Согласно исследованиям А.Н.Дроздова и ряда других исследователей, источником теплоты в погружном электроцентробежном насосе является процесс превращения подводимой механической энергии в тепловую энергию из-за снижения к.п.д. насоса при перекачке газожидкостных смесей. Падение к.п.д. при перекачке газированных жидкостей, снижение напора электроцентробежного насоса определяется по работам А.Н.Дроздова.

Рис.5. Схема узлов электроцентробежного насоса

1 - эксплуатационная колонна скважины; 2 - секция насоса; 3 - рабочее колесо; ПЭД - погружной электродвигатель с гидрозащитой; 4 - направление движения газожидкостной смеси; 5 - кабельная линия; 6 - теп-ловырабатывающий элемент, состоящий из рабочих колес и направляющих аппаратов; 7 - корпус насоса; 8 - теплоизолирующий газовый слой вокруг насоса (данный слой появляется на поверхности разогретой секции из-за повышения давления насыщения под воздействием температуры на поверхности насоса); 9 -газожидкостная смесь; Т*ч.2 - температура на наружной поверхности насоса; Т,., | - температура на внутренней поверхности насоса; Т, - температура на валу насоса; Тн - температура смеси на входе в насос; Тнь|х - температура смеси на выходе из насоса.

Уравнение теплопроводности в цилиндрических координатах с краевыми условиями первого и третьего рода (с учетом допущений) запишем в

где, X -коэффициент теплопроводности; £?„ -мощность источника теплоты; Т - текущая температура; Я- радиальная переменная, перпендикулярная к оси насоса.

Поскольку тепловыделяющий элемент (газожидкостная смесь и трущиеся поверхности) находится между валом и корпусом насоса, на поверхности с некоторым радиусом Я! имеем:

ОТ

¿Я

¿Г йЯ

= а(Т„г-Тг) (3.2)

= 0, Т = Ти1, (3.3)

где я - коэффициент теплопередачи от поверхности с радиусом Я2 (радиус корпуса насоса) к газожидкостной смеси за пределами установки; Т„] - температура на поверхности тепловыделяющих элементов (внутри рабочих аппаратов электроцентробежного насоса); 7} — температура в центре тепловыделяющих элементов (рабочих аппаратов).

Тогда температура Ту,/ на поверхности тепловыделяющего элемента равна

(3.4)

2а, Я,

Текущая температура внутри насоса (от И] от имеет вид:

где к, - коэффициент теплопроводности металлического цилиндра насоса; Я2 - наружный радиус корпуса насоса, ИГ радиус аппаратов насоса, Я - текущий радиус, Qy - мощность теплового источника в корпусе насоса, а, - коэффициент теплопередачи от насоса к газированной смеси в насосе, Л, - коэффициент теплопроводности корпуса насоса, Т{ -температура поступающей в насос газожидкостной смеси, г„ -текущая температура корпуса насоса.

Мощность источника тепла в насосе составит [описание вывода формулы в диссертации]:

= (3.6)

ИГ( 1 -В) 1 - <р

где И -напор одной ступени ЭЦН (атм.), В - обводненность продукции скважины (доли единицы), <р - объемное газосодержание жидкости на приеме насоса (доля единицы), Рпр -давление на приеме насоса (атм.), Р„ - давление насыщения (ат.), Г- газовый фактор (м3/м3). Атмосферное давление принято за единицу. Обозначим через д - мощность, приходящуюся на одну ступень насоса (Вт/м3). Тогда:

9о =?*(>-»?,) (3-7)

где цс - к.п.д. одной ступени, зависящий от содержания газа в перекачиваемой смеси.

Согласно исследованиям А.Н.Дроздова, т]с = /О), т.е. к.п.д. является функцией от содержания газа в газожидкостной смеси (при /р = 0, ??е равен г;0- к.п.д. насоса при откачке однородной жидкости; при <р - 0.05, т)с = 0.25г;о. После преобразования формулы (3.5) имеем

дг„ =-— к . (3.8)

2в, (1 - »>)(!-В) АГ/Ю--^)

Область изменений параметра К условно можно разбить на три промежутка: К <КI такая, что установка работает сколь угодно долго (в нашем случае, при содержание свободного газа до 15%), без отказа по кабельной линии и отложению солей; ¡<1<К<К2 - промежуток «температуры», где происходит отложение солей в установке (промежуток значений содержания свободного газа более 20%); К>/^-установка выходит из строя по причине перегрева насоса (снижения электрического сопротивления «плоской части»). Область газосодержания на приеме насоса, когда происходит бесконечное увеличение температуры в рабочих аппаратах, можно оценить применив к (3.8) формулу зависимости давления насыщения от температуры (формула Андреева-Штоффа-Прончука).

+ 9,157+ - 7Ш-8

где Тт - температура пласта, Рв-давление насыщения в пластовых условиях, Л,, -давление насыщения при температуре Т, /'„„-газовый фактор, у„,уа-до левое содержание метана и азота в попутном газе. Комбинируя (3.8) с (3.9) получаем выражение

Р, + с,в ♦ &х где г =_!_

■1—С, = 9,157 +--

С2 Гт(ум -0.8*^)

С, = -2____

д г„

(3.10)

1 - р 2(1 - В)ИГР „„, 1а Л.

Очевидно, при С, * С2 = 1 - температура насоса стремится в бесконечности ДГ -»со . Данное явление нередко наблюдается при запуске и откачке электроцентробежным насосом с неизвестным коэффициентом продуктивности (например, после бурения или капитального ремонта). Выражение (3.10) для температуры 1! насосе зависит от мощности qo, которая является частью энергии рабочей ступени ЭЦН, получаемой от погружного электродвигателя. Обозначим через я - мощность, приходящуюся на один рабочий аппарат насоса. Тогда:

?„=**а-»7.) (З.П)

где г]с - к.п.д. одной ступени, зависящий от содержания газа в перекачиваемой смеси. Согласно исследованиям А.Н.Дроздова, = /(«»), т.е. к.п.д. является функцией от содержания газа в газожидкостной смеси (при <р = 0, равен к.п.д. насоса при откачке однородной жидкости; при ^ = 0.05, ц€ = 0.25г/о. Мощность

N = N„1 \-т]с) (3.12)

расходуется на сжатие и растворение свободного газа в нефти и на трение и подшипниках скольжения рабочего колеса в ступени насоса. Мощность, подводимая одной рабочей ступени насоса пропорциональна мощности, вырабатываемой в погружном электродвигателе.

Таким образом, температура в корпусе насоса является универсальные параметром, концентрирующим в себе многие показатели технологического

I,1;

режима эксплуатации установки ЭЦН, такие как дебит скважины, обводненность скважинной продукции и содержание свободного газа на приеме насоса. В то же время температура насоса «доступный», поддающийся непрерывному инструментальному измерению параметр состояния насоса (например, установлением датчика ТМС в первой секции насоса).

Приближенное выражение для температуры в корпусе насоса показывает на связь температуры и объемного газосодержания в газожидкостной смеси. Более строгое решение уравнения теплопроводности станет возможным после экспериментальных исследований свойств нефти в зависимости от температуры и давлении. В диссертации приведены расчеты температуры в насосе в зависимости от содержания свободного газа.

В четвертой главе работы приведено практическое применение полученных результатов.

Из исследований теплового состояния электропогружного насоса становится ясно, что имеется возможность по уменьшению вредного влияния температуры насоса на кабельный удлинитель. Тепловое состояние электроцентробежного насоса является следствием зависимости к.п.д. от наличия свободного газа в откачиваемой газожидкостной смеси. Увеличение содержания свободного газа в смеси приводит к снижению к.п.д. Подводимая к насосу механическая энергия превращается в тепловую энергию, которая приводит к снижению электрического сопротивления «удлинителя». Удлинителю количество теплоты передается через контактную теплопередачу (контакт металлического корпуса насоса с металлической броней кабельного удлинителя).

Если коэффициент теплопроводности по металлу составляет Я„ >20 Вт ,

м * К

то в попутном газе (например, в метане) коэффициент теплопроводности в сотни раз меньше.

Задача по защите «удлинителя» сводится к применению устройства между кабелем и корпусом насоса, затрудняющего контактную теплопередачу (конвективная теплопередача от корпуса в кабельный удлинитель затруднена из-за наличия газовых пузырей). Таким средством может быть небольшой за-юр между кабелем и корпусом насоса, который имеет наименьший коэффи-

циент теплопроводности - например, слой газовых пузырей, которые постоянно образуются в слоях нефти на корпусе разогретого насоса.

Применение теплозащиты «плоской части» кабельной линии дает возможность увеличения срока службы электроцентробежной установки в целом. Опытно-промышленное внедрение «теплозащиты» «удлинителя» кабельной линии, выполненные на скважинах НГДУ «Нижнесортымскнефть» подтвердило правильность выводов, сделанных в настоящей работе. «Теплозащита » необходима в установках производительностью менее 50 м3 в сутки, как в процессе запуска, вывода установки ЭЦН на режим, так и в процессе длительной эксплуатации

На рисунке 6 приведена схема установки ЭЦН. При стандартной схеме монтажа установки, «плоская часть» кабельной линии соединяется к электродвигателю 1, прикрепляется к гидрозащите 2 и секции насоса 3. При нагревании насоса 3, тепло передается «плоской части» кабельной линии за счет теплопроводности металла. Что бы предотвратить передачу теплоты от корпуса насоса к «плоской части», между кабелем и насосом создается пространство, которое в скважинных условиях заполняется газожидкостной смесью, с теплопроводностью в десятки раз меньше теплопроводности металла.

Рис. 6. Схема расположения теплозтцитных прокладок под «плоскую часть» кабельной

линии установки ЭЦН. 1-погружной электродвигатель, 2-гидрозащита, 3 - основная секция насоса, 4 - «удлинитель», 5 - прокладки, 6 - верхняя секция насоса.

Внедрение способа защиты «плоской части» от температурного влияния насоса (в процессе запуска, вывода установки на периодический или постоянный режим) позволили на месторождениях НГДУ «Нижнесортымск-нефть» значительно увеличить наработку УЭЦН (таблица 4).

Таблица 4. Сравнение наработок УЭЦН до применения ((защиты» плоской части кабельной и после применения защитного устройства от перегрева насоса.

Скваж ина № Куст № Предыдущая установка ЭЦН Газосодержание на приеме насоса, % Состояние "плоской части" кабельной линии Наработка, сутки, до применения защиты Новая установка с "защитой плоской части" Газо-содержа ние на приеме насоса, % Наработка, сутки, после установления накладок на текущую дату

2543 141 5-30-1350 18 239 5А-35-1350 17 941

1002 5 ОДИ R-5 22 363 5А-35-1350 16 419

2067 96 5-50-1250 13 285 5-50-1250 13 330

1422 48 ОДИ R-7 18 Р,=20 ом 376 5-30-1350 18 617

1597 40 ОДИ R-7 20 Rк=0 368 5-50-1300 15 581

1737 68 5-50-1100 13 Я.=100оы 140 5-30-1550 17 980

2405Гр 132 5-50-1700 16 470 5-30-1600 16 481

192 10 5-50-1550 18 Рк=50 ом 487 5-50-1550 19 732

339Р 41 5-30-1600 15 126 5-30-1600 18 436

571 127 5-30-1500 17 Р,=50 ом 230 5-30-1500 17 1278

Результаты внедрения защиты плоской части кабельной линии от температурного режима подтверждают теоретические выводы, полученные в главе 3 диссертации. Результаты внедрения, полученные с 2006 года, позволяют сделать вывод, что устройство для защиты плоской части является эффектным средством для снижения количества отказов по кабельному удлинителю, как в процессе запуска, так и в процессе длительной эксплуатации УЭЦН.

Основные выводы

1. Проведенный анализ ранее выполненных исследований по температурному режиму погружного электродвигателя, электроцентробежного насоса показал, что 80 % отказов ЭЦН низкой производительности происходит из-за перегрева прилегающего к насосу участка удлинителя.

2. Проведена экспериментальная оценка максимальной температуры в насосе.

3. Получено аналитическое выражение для исследования коэффициента сепарации в промысловых условиях. Проведены экспериментальные исследования коэффициента сепарации сепараторов к установке ЭЦН, штанговых насосов. 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.

4. Получена аналитическая зависимость температуры электроцентробежного 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. Определены технологические режимы эксплуатации ЭЦН в зависимости от температуры насоса.

5. Установлено, что имеется критическое значение газосодержания на приеме насоса при котором происходит бесконтрольное повышение температуры -явление «теплового удара».

6. Разработано и проведено промышленное испытание устройства по защите кабельной линии от перегрева насоса.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

В изданиях рекомендованных ВАК РФ:

1. Гареев A.A. О значении температурного режима насоса в установках электроцентробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса,- 2009, №1. С. 23-29.

2. Гареев A.A. О предельном газосордержаний на приеме электроцентробежного насоса //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.- 2009, №2. С. 21-25.

3. Гареев A.A. О коэффициенте сепарации газа на приеме насоса //Нефтяное хозяйство.- 2010, №6. С. 90-93.

4. Гареев A.A. Математическое моделирование осложнений, возникающих при эксплуатации УЭЦН при переменных нагрузках на валу насоса //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности,-2010, №3. С. 40-45

5. Гареев A.A. Влияние коэффициента полезного действия центробежного насоса на его тепловой режим / Гареев A.A., Уразаков КРУ/Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. -2010,№5. -С. 21-24.

6. Гареев A.A. О температурном режиме электропогружного насоса. //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. -2010,№5. С.25-27.

7. Патент на полезную модель №91390 «Устройство, исключающее перегрев питающего кабеля установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) от корпуса насоса УЭЦН. Заявка №2009111675 от 30 марта 2009г.

8. Патент на полезную модель «Устройство сепарации свободного газа из газожидкостной смеси на приеме глубинного центробежного насоса для добычи нефти». Заявка №2009111681/03(015944) от 30 марта 2009г.

9.Гареев A.A. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в электроцентробежном насосе //Нефтяное хозяйство.- 2011, №3,С.122-126.

10. Гареев A.A. О явлении «теплового удара» в установках электроцентробежных насосов //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2010. №11. URL:http://vvww.ogbus.ru/authors/GareevAA/GareevAA.pdf.

В других изданиях:

11. Гареев A.A. Об отложении солей/Гареев A.A., ХусаиновЗ.М., Усма-нов И.М.// Сб. научных трудов СургутНИПИнефть, выпуск 7. -2006. Стр.239249.

12. Гареев A.A. О возможности предупреждения расчленения электроцентробежных установок/Гареев A.A., ХусаиновЗ.М., Усманов И.М.// Сб. научных трудов СургутНИПИнефть, выпуск 2.-2000. Стр.37- 47.

13. Гареев A.A. О разрушении электроцентробежного насоса для добычи нефти/Гареев A.A., ХусаиновЗ.М., Усманов И.М.// Сб. научных трудов СургутНИПИнефть, выпуск 3. - 2001. Стр.264- 273.

14. Гареев A.A. К вопросу сепарации газа /Гареев A.A., ХусаиновЗ.М., Усманов И.М.// Сб. научных трудов СургутНИПИнефть, выпуск 3. - 2001. Стр.274- 278.

15. Гареев A.A. О температурном режиме электропогружного насоса. «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». ВНИИОЭНГ, №6, 2010, стр.35-41.

16. Гареев A.A. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в установках ЭЦН. Материалы II Всероссийской конференции, Уфа, 2829.10.2010

ГАРЕЕВ Адиб Ахметнабиевич

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР№ 021319 от 05.01.99 г.

Подписано в печать 16.05.2011 г. Формат 60x84/16. Усл. печ. л. 1,39. Уч.-изд. л. 1,28. Тираж 100 экз. Заказ 292.

Редакционно-издателъский центр Башкирского государственного университета 450074, РБ, г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32.

Отпечатано на множительном участке Башкирского государственного университета 450074, РБ, г. Уфа, ул. Заки Встиди, 32

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата 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 диссертация по физике, 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.

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».

Цель работы

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.

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

• 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.

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

На защиту выносятся

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

3. Способ защиты электроцентробежного насоса низкой производительности от перегрева.

Практическая ценность результатов работы

Апробагрт работы

Основные положения диссертации докладывались:

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

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

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

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"

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 источников диссертации и автореферата по физике, кандидата технических наук, Гареев, Адиб Ахметнабиевич, Уфа

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.