Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами

Диссертация: Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Апробация работы Основное содержание диссертационной работы докладывалось на научно-практической конференции «Решение проблем освоения нефтяных месторождений Башкортостана», посвященной добыче 15 млрд. тонны нефти в Республике Башкортостан (Уфа, Башнипинефть 1998 г.), Ш конференции молодых ученых и специалистов «Оптимизация доразведки и доразработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОЦЕНКЕ НАДЕЖНОСТИ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЭЦН С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДИК
    • 1. 1. Обзор известных работ по вибродиагностике центробежных насосов
  • 12. Обзор методик расчета теплового режима ПЭД и УЭЦН
    • 1. 3. Статистический анализ эксплуатации УЭЦН на основе их отказов
  • Выводы
  • 2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОТКАЗОВ УЭЦН ПОСРЕДСТВОМ АНАЛИЗА СИГНАЛОВ, ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ УРОВНЕМЕРОМ
    • 2. 1. Звуковые волны давления в кольцевом пространстве
    • 2. 2. Применение эхограмм для оценки состояния установок ЭЦН и прогнозирования их отказов
  • Выводы.,
  • 3. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
    • 3. 1. Методики расчета распределения температуры по глубине добывающей скважины и границы их применимости
    • 3. 2. Расчет влияния разгазирования жидкости на изменение ее температуры при движении с забоя до приема насоса
    • 3. 3. Расчет температурного режима погружного электродвигателя УЭЦН
    • 3. 4. Распределение температуры жидкости и поверхности двигателя по его длине
      • 3. 4. 1. Расчет распределения температуры жидкости вдоль двигателя в пограничном слое
      • 3. 4. 2. Расчет распределения температуры жидкости вдоль двигателя путем численного интегрирования
    • 3. 5. Расчет температурного режима ПЭД при его эксцентричном расположении в эксплуатационной колонне
    • 3. 6. Расчет температуры жидкости на выкиде насоса
    • 3. 7. Оценка точности полученной методики
    • 3. 8. Температурный режим скважин Кирского и Коттынского месторождений НГДУ «Башсибнефть»
  • Выводы
  • 4. ВНЕДРЕНИЕ РД И НТК «НАСОС» НА КИРСКОМ И КОТТЫНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
    • 4. 1. Внедрение НТК «НАСОС» на Кирском и Коттынском месторождениях
    • 4. 2. Погружной электронасос с охладительной емкостью
  • Выводы

Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность проблемы.

В России и странах СНГ более 30% нефти добывается установками электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). В последнее время в связи с разбуриванием скважин на новых месторождениях с высокой температурой пласта преимущественно наклонно направленным профилем, условия работы УЭЦН значительно осложняются, что приводит к увеличению количества отказов подземного оборудования, особенно на месторождениях Западной Сибири.

Наличие мехпримесей в добываемой продукции усугубляет осложнения, возникающие при эксплуатации УЭЦН в условиях высоких температур, из-за износа рабочих органов насоса и снижения дебитов скважин в результате засорения приемной сетки и как следствие перегрева двигателя, что влечет нарушение изоляции обмотки статора. На температурный режим влияет также наклон ствола скважины в интервале подвески установки, так как он ухудшает циркуляцию жидкости по периметру погружного электродвигателя, тем самым, способствуя перегреву его узлов. Снижение дебита скважин при высоком газосодержании на приеме насоса, кроме перегрева ПЭД, приводит к повышенному уровню вибраций корпуса установки. Проблема повышения межремонтного периода (МРП) наклонных скважин, оборудованных УЭЦН, особую актуальность приобретает в связи с эксплуатацией Западно-Сибирских месторождений, имеющих, высокую температуру пластовых нефтей и зачастую высокий газовый фактор.

С начала 70-х годов был проведен ряд исследований по определению требований к допустимым пределам температуры окружающей среды для различных типоразмеров погружных электродвигателей (ПЭД). Однако при исследованиях не учитывался эксцентриситет расположения ПЭД в скважине, который зависит от наклона ее ствола, и существенно ухудшает температурный режим двигателя.

Таким образом, для увеличения МРП скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо разработать методы оценки состояния оборудования в процессе эксплуатации и уточнить методику подбора установок путем определения допустимых пределов температуры и скорости жидкости, омывающей погружной электродвигатель, с учетом влияния расположения ПЭД в эксплуатационной колонне (ЭК) на его тепловой режим.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, путем разработки методикА оценки технического состояния установок в процессе эксплуатации и расчета температурного режима ПЭД, учитывающего пространственное расположение двигателя в скважине.

Задачи исследований.

1. Анализ существующих методик расчета теплового режима ПЭД. Обоснование направлений их совершенствования.

2. Оценка влияния дебита и наклона ствола скважины на межремонтный период работы УЭЦН.

3. Разработка метода оценки состояния УЭЦН путем регистрации и обработки эхограмм.

4. Разработка методики расчета температурного режима ПЭД, учитывающей его эксцентричное расположение в эксплуатационной колонне.

5. Внедрение методики выбора интервала подвески насоса в составе программного комплекса для автоматизированного подбора УЭЦН и расчета технологического режима наклонных скважин с учетом теплового режима ПЭД.

Методы решения поставленных задач Задачи решались путем статистического анализа влияния изменения дебита, как причины возникновения вибраций и ухудшения температурного режима ПЭД, на межремонтный период скважины с использованием методов регрессионного анализарасчетов температуры двигателя и омывающей его жидкости на основе теории теплообмена и учета эксцентриситета посредством разделения зазора между двигателем и колонной на равные по периметру ПЭД элементарные участки и последующего рассмотрения течения жидкости в каждом из них.

Научная новизна.

1. Впервые научно обоснован и подтвержден на практике метод выделения из эхограммы сигнала, несущего информацию о состоянии подземного оборудования и получаемого через затрубное пространство.

2. Получено регрессионное уравнение на основе параметра Хаусдорфа и величины перераспределения спектра эхограмм в процессе эксплуатации УЭЦН, позволяющее прогнозировать время безотказной работы установки.

3. Получены универсальные формулы для расчета теплового режима ПЭД, позволяющие учитывать его пространственное расположение в скважине, потери тепла за счет охлаждения жидкостью, теплоотток в соединениях с другими частями установки и вблизи касания с эксплуатационной колонной.

4. Установлено существенное влияние эксцентриситета погружного электродвигателя относительно эксплуатационной колонны на его тепловой режим при низкой теплопроводности на границе между эксплуатационной колонной и цементным кольцом.

5. Уточнены значения допустимой подачи насоса для различных типоразмеров ПЭД с учетом теплофизических свойств добываемой жидкости и параметров двигателя.

Основные защищаемые положения.

1. Метод ранней диагностики технического состояния УЭЦН, основанный на выделении и использовании полезного для получения критериев диагностики сигнала из зарегистрированной эхограммы.

2. Методика расчета теплового режима ПЭД при его эксцентричном расположении в эксплуатационной колонне.

3. Зависимость теплового режима погружного электродвигателя при его крайне эксцентричном расположении от теплопроводности границы между эксплуатационной колонной и цементным кольцом.

4. Требования к допустимым пределам подачи насоса и скорости жидкости, полученные для скважин с наклонным профилем на основе обобщения результатов анализа промысловых данных и теплофизического моделирования работы ПЭД.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Установлена возможность выделения из эхограмм полезных сигналов для ранней диагностики технического состояния УЭЦН.

2. Усовершенствован блок программно-технологического комплекса «НАСОС» для автоматизированного подбора УЭЦН и расчета технологического режима их работы.

3. Разработано устройство, представляющее собой охладительную емкость, для улучшения температурного режима ПЭД в скважинах с условиями подобными Западно-Сибирским месторождениям.

4. Осуществлено внедрение программно-технологического комплекса на скважинах НГДУ «Башсибнефть», получен положительный эффект по дебиту в среднем для скважины 5 м /сут. Ожидаемое увеличение МРП каждой скважины в 1,5 раза.

Апробация работы Основное содержание диссертационной работы докладывалось на научно-практической конференции «Решение проблем освоения нефтяных месторождений Башкортостана», посвященной добыче 15 млрд. тонны нефти в Республике Башкортостан (Уфа, Башнипинефть 1998 г.), Ш конференции молодых ученых и специалистов «Оптимизация доразведки и доразработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин и нефтепромыслого оборудования», посвященной 100-летию Б. Г. Логинова (Уфа, Башнипинефть, 1999 г.), XVIII творческой конференции молодых ученых и специалистов АПК «Башнефть» (Уфа, 1999 г.), семинаре по вибродиагностике (г.Октябрьский, ОФ УГНТУ, 2000 г.), научнопрактической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (г.Тюмень, СибНИИНП, 2001 8 г.) XIX творческой конференции молодых ученых и специалистов АНК «Башнефть» (Уфа, 2001 г.).

Публикации На основе выполненных исследований по теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 8 научных статей, 2 тезиса докладов на научно-технических конференциях и один руководящий документ. Получен патент РФ на изобретение.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ и РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Анализом опыта эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, подтверждено:

— МРП уменьшается по мере снижения дебита скважины, причем на продолжительность работы установки отрицательно влияют как ухудшение теплового режима ПЭД, так и вибрации, возникающие из-за неравномерной подачи УЭЦН;

— отказы электрической части подземного оборудования связаны с ухудшением температурного режима ПЭД из-за значительного влияния геометрии скважины, двигателя, а также физических характеристик омывающей жидкости.

2. Анализом существующих методик расчета температурного режима УЭЦН показано, что при расчетах пользуются преимущественно упрощенными эмпирическими формулами, применимыми лишь для ограниченного ряда месторождений (или даже скважин), либо довольно громоздкими для использования на практике при подборе ПЭД определенного типоразмера в скважину.

3. Установлено, что величина амплитуды звуковой волны в затрубном пространстве, несущей в себе полезную информацию о состоянии УЭЦН, на устье значительно выше точности измерений современных уровнемеров (-З-Ю'а Па), применяемых для регистрации эхограмм.

4. Анализом и обработкой эхограмм, полученных на ряде скважин НГДУ «Уфанефть», показано.

— изменение параметра Хаусдорфа, представляющего собой меру нерегулярности (хаотичности) исследуемого временного ряда, носит вполне закономерный характер: параметр снижается в период приработки узлов установки, принимает постоянное значение в период, соответствующий нормальной эксплуатации, растет при ухудшении состояния оборудования, характеризующегося повышением уровня вибрации;

— спектр сигнала (участка эхограммы между пиками, соответствуюпди-ми уровню жидкости) в процессе эксплуатации УЭЦН смещается с частоты 50 Гц в область более высоких частот (100−150 Гц), что, согласно теории диагностики по вибрациям, свидетельствует о повышении интенсивности вибраций и об износе подземного оборудования.

5. Получены универсальные зависимости для расчета теплового режима ПЭД, основанные на теории теплообмена разделением пространства между ПЭД и ЭК на равные участки и позволяющие учитывать пространственное расположение двигателя в скважине.

6. Теоретическими исследованиями температурного режима скважин установлено;

— существующие пределы допустимых скоростей жидкости для погружных электродвигателей большого диаметра (123 мм) являются завышенными, и соответствуют омыванию двигателя нефтью. При смывании водой данные величины могут быть уменьшены до 5 раз. Для двигателей малого диаметра (103 мм) существующие пределы скоростей занижены и даже при смывании водой должны быть увеличены вдвое;

— на температурный режим ПЭД в крайне эксцентричном положении в эксплуатационной колонне большое влияние оказывает степень теплопроводности границы между ЭК и цементным кольцом;

— степень отрицательного влияния эксцентриситета выше при худших теплофизических свойствах омывающей ПЭД жидкости и снижается при росте подачи насоса;

— использование воды при испытании температурного режима двигателей на стендах может привести к ошибочной оценке рабочих ресурсов ПЭД из-за несоответствия теплофизических свойств воды свойствам нефти.

7. Разработан погружной электронасос с охладительной емкостью, рекомендуемый к использованию на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся высокой температурой пласта и повышенным содержанием мехпримесей.

8. В составе программно-технологического комплекса «НАСОС» внедрена методика расчета теплового режима ПЭД установки ЭЦН, описанная в руководящем документе «Глубиннонасосное оборудование. Методика подбора» РД 03−147 275−065−2001.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Абдулин Ф. С, Добыча нефти и газа. Учебное пособие для рабочих.-М.: Недра, 1983.-256 с.
  2. Ю.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 05.15.06. Уфа: Башнипинефть, 2000. 23 с.
  3. Ю.В., Иконников И. И., Уразаков Т. К. Исследование факторов, осложняющих эксплуатацию погружных центробежных насосов /Сб.аспирантских работ. Уфа: Башнипинефть, 1996.- С.3−12.
  4. И.М. Диагностирование работы нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 05.15.06. Москва: ВНИИ им. академика А. П. Крылова, 1988 25 с.
  5. Анализ состояния работы добывающих насосных скважин производственного объединения Башнефть и разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода работы: Отчет о НИР / Башнипинефть. Рук. Валишин Ю. Г. Дог.5081. — Уфа, 1981 — 141с.
  6. Анализ состояния эксплуатации механизированного фонда скважин и разработка рекомендаций по повышению эффективности его работы: Отчет о НИР / Башнипинефть. Рук. Уразаков K.P. Дог.4192. — Уфа, 2000. -240с.
  7. A. A. Теория колебаний. М.:Наука, 1981.- 568 с.
  8. Ю.А. Термодинамические свойства нефти и газа -М.:Недра, 1972.- 190 с.
  9. A.A. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами// Обзорная информ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ.- 1976.- С.34−41.
  10. A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968.- 272 с.
  11. A.A., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты// Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1982.- Вып.2. — С.52−55.
  12. A.B., Мухачев Г. А., Щукин В. К. Термодинамика и теплопередача — М.: Высшая школа, 1975.- 495 с.
  13. М.А. Исследование и устранение вибраций турбоагрегатов. М.:Энергия, 1969. — 232 с.
  14. P.A., Дорофеев B.C., Первушина H.A. Опыт применения термометрии для обнаружения затрубной циркуляции в процессе эксплуатации насосных скважин// Нефтепромысловое дело.-1979.-№ 6.-С.36−38.
  15. A.B., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. З. Подземный ремонт насосных скважин.- М.: Недра, 1978.-198 с.
  16. СВ. Исследование ширины дискретных составляющих в спектрах вибраций роторных механизмов/ В кн. Колебания и виброакустическая активность машин и, конструкций. М.: Наука, 1986.- С.54−56.
  17. В.Н. Расчет и проектирование опор скольжения.-М.: Машиностроение, 1980. 224 с.
  18. Временная методика подбора ЭЦП для скважин нефтяных месторождений Башкирии. Уфа, 1969.- 40 с.
  19. И.И. Магнито- и вибролокация дефектов нефтепромысловых трубопроводных коммуникаций и оборудования- Автореф.дисс. .докт. техн. наук: 05.04.07. Уфа: УГНТУ, 2000. -50 с.
  20. .В., Мухаметшин Р. К., Хасанов М. М. О стохастических колебаниях бурильного инструмента.//Нефть и газ.-1991.-№ 8.-С.15−20.
  21. Э.И. Подготовка к защите и проведение защиты// Приборы и системы управления.-1984.-№ 1 .-С.43−46.
  22. Э.И. Работа над кандидатской диссертацией// Приборы и системы управления .-1984. -№ 1.- С.39−41.
  23. Е.А., Антонова Т. С., Косилов А. Ф. Предварительная оценка температурного режима при эксплуатации нефтяных месторождений// Нефтепромысловое дело.-1981.-№ 8,-С.28−29.
  24. .В. Математические методы теории надежности. М.: Наука, 1965.- 448 с.
  25. H.A. Гидравлика газожидкостных смесей в бурении и добыче нефти: справочное пособие М.:Недра, 1988.- 236 с.
  26. Ф.М. Изгибные колебания вращающихся валов. М.: Издательство АН СССР, 1959. — 245 с.
  27. В.К. Расчеты колебаний упругих систем на ЭВМ.-М.:Машиностроение, 1965. 368 с.
  28. А. И., Игревский В. И., Ляпков П. Д., Филиппов В. Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины. М.: ВНИИОЭНГ.- 1986.- 52 с.
  29. Ю.В. Подбор оборудования и установление режима работы скважин, оборудованных установками ПЦЭН. Методическое руководство к дипломному, и курсовому проектированию.- Уфа: УГНТУ, 1986.-72с.
  30. М.Н. Детали машин.- М.:Высшая школа, 1964. 447с.
  31. М.А. Общая акустика. Учебное пособие.- М.:Наука, 1973. 496 с.
  32. Исследование состояния эксплуатации насосного (УЭЦН, УСШН) фонда скважин и разработка рекомендаций по повышению ее рентабельности: Отчет о НИР / Башнипинефть. Рук. Уразаков K.P. Дог.4201. — Уфа, 2001 .-241с.
  33. Е.И. Нелинейные колебания элементов буровых машин. Учебное пособие. Уфа: УНИ, 1988.- 50 с.
  34. И.Е. Выбросы случайных колебаний и их использование для оценки технического состояния глубинного Оборудования при бурении скважин- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 05.04.07. Уфа: УГНТУ, 1998.-24 с.
  35. Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными насосами М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- 37 с.
  36. Л.С. Совершенствование ремонта и эксплуатации установок электроцентробежных насосов// Сер. Машины и нефтяное оборудование. 1983.- Вьш.2. — 42 с.
  37. Л.С. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами /Учебное пособие. Уфа: УНИ, 1992.- 66 с.
  38. Р. Диагностика повреждений: Пер. с анг. /Под ред. Б. Г. Бибаевского. -М.: Мир, 1989.- 512 с.
  39. А.Л. Вибрация валов насосных агрегатов для перекачки нефти и нефтепродуктов- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 05.04.07. Уфа: УГНТУ, 1998.-23 с.
  40. А.Л. Расчет колебаний вала электродвигателя на подшипниках скольжения // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвузовский темат.сб.науч.тр.- Уфа: УГНТУ, 1996. -с.162−170.
  41. С.З., Лапшин В. И., Стариков Ю.И.- Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности/ Каталог. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1980. — 30 с.
  42. А.Т., Уразаков K.P. Расчет температурного режима погружного электродвигателя. // Ученые Башнипинефти дальнейшему развитию нефтедобывающего комплекса республики Башкортостан. /Тр.Башнипинефть.-2000.-Вып.100.-С.101−115.
  43. A.B. Теория теплопроводности.- М.: Высшая школа, 1967.600 с.
  44. E.H. Статистические методы построения эмпирических формул. М.: Высшая школа, 1988. — 239с.
  45. В.П., Афанасьев В. А., Елизаров A.B. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири// Обзорная информ. М.:ВНИИОЭНГ.- 1981.-Вьш.4 — с.7−8.
  46. Р. А., Алиев И. М. Диагностика состояния УЭЦН// Нефт. хоз-во. 1984. — № 10.- С.38−40.
  47. Ю.С., Гафуров О. Г., Асылгареев А. Н., Репин H.H. О тепловом режиме работы погружного центробежного насоса//Вопросы интенсификации добычи нефти/Тр. Башнипинефть. Вып. 28.- С.203−208.
  48. И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти// Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.-1978. — Вьш.1.-С.38−42.
  49. И.Т. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра, 1989.- 245с.
  50. И.Т., Шаммасов И. Х. Погружные центробежные электронасосы на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздаг, 1963, — 75 с.
  51. И.М. Справочник мастера по добыче нефти.- М.:Недра, 1975.-264С,
  52. Муравьев И. М, Мищенко И. Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газовых смесях. М.: Недра, 1969.-237с.
  53. Насосы погружные для добычи нефти ЭЦНА, ЭЦНМ/ Программа и методика испытаний ЕЮТИ.Н.354.000 ПМ. Альметьевск: ОАО «АЛНАС», 1999.-31с.
  54. Насосы погружные центробежные для добычи нефти ЭЦНА// ТУ 3631−025−21 945 400−97. 1997.-20с.
  55. Г. И., Валиуллин A.B., Косилов А. Ф., Кульмухаметов A.M. Изменение скорости звука в зависимости от давления в затрубном пространстве скважин на Самотлорском месторождении// Нефтепромысловое дело.-1981-№ 8.-C.33−35.
  56. В.В. Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 25.00.17. Тюмень.: СибНИИНП, 2000. 25 с.
  57. Повышение эффективности работы ЭЦН путем предварительного диспергирования газа и разрушения структуры откачиваемой эмульсии. Временная инструкция/ Башнипинефть. Уфа, 1974. — 13 с.
  58. Погружной электродвигатель ПЭД45−117ЛГВ5. Техническое описание и инструкция по эксплуатации/ ЭД139.010−02 ТО. 1982. -16с.
  59. .П. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра, 1987. 349 с.
  60. В.Г. Система MATLAB. Справочное пособие. М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 1997. -350 с.
  61. Ю.М. Теплопередача в скважинах.- М.: Недра, 1975.223 с.
  62. Е.З. Гидравлика.- М.: Недра, 1977.-304 с.
  63. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. Т. П. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин / Под ред. Н.И. Хисамутди-нова и Г. З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. — 272 с.
  64. М.Б. Вычислительная техника в полевой геофизике.- М.: Недра, 1984.-264 с.
  65. РД 03−147 275−065−2001.Глубиннонасосное оборудование. Методика подбора. Уфа: Башнипинефть, 2001. — 82 с.
  66. З.А., Каплан Л. С. Совершенствование добычи нефти погружными центробежными электронасосами. Уфа: Башкнигоиздат, 1968. -70 с.
  67. Расчеты констрзАции трубы для звуковых измерений в воде / И. Г. Русаков // Тр. инсттутов комитета. М. Государственное издательство стандартов, 1960.- Выпуск 45(105).-С.51−62.
  68. В. А. Спектральная вибродиагностика.- Пермь: Вибро-Центр, 1996.-176 с.
  69. Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.:Наука, 1965. — 386 с.
  70. А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть II: Пер. с анг./Под ред.Р. Ш. Мингареева М.:Недра, 1980.-264с.
  71. О.В. Вибродиагностирование технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных трубопроводов- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 05.15.13. Уфа: УГНТУ, 1999. -24 с.
  72. Д.С. Вейвлеты и детерминированный хаос при анализе вибросигналов центробежно-компрессорных агрегатов- Автореф.дисс. .канд. техн. наук: 05.04.09. Уфа: УГНТУ, 2000. 20 с.
  73. Справочная книга по добыче нефти /Под ред. Ш. К. Гиматудинова. -М.:Недра, 1974.-704 с.
  74. Справочник по добыче нефти /Под редакцией К. Р. Уразакова.- М.: Недра, 2000.-374 с.
  75. СУДОС 02 М. Программно-аппаратный комплекс оперативного контроля уровня жидкости в добывающих скважинах / Руководство по эксплуатации. — Томск: НПВО «СИАМ 1996.-30 с.
  76. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности./ Под ред. В. Н. Виноградова. М.: Недра, 1975 — 412 с.
  77. Т.Н. Применение погружных центробежных насосных установок для добычи нефти за рубежом// РНТС Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ.- 1982. — Вып.4. — С.37−40.
  78. K.P. Эксплуатация наклонно-направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993.169 с.
  79. K.P., Багаутдинов Н. Я., Атнабаев З. М., Алексеев Ю. В., Рагулин В. А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М: ВНИИОЭНГ, 1997.- 56 с.
  80. Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989.- 25 с.
  81. М.А. Анализ полетов установок УЭЦН в Западной Сибири// Нефтепромысловое дело.-2000.-№ 3.-С.23−26.
  82. Т. Нелинейные колебания в физических системах: Пер. с анг. /Под ред. м.л.быховского. М.:Мир, 1968. — 468 с.
  83. Д. Анализ процессов статистическими методами: Пер. с анг. /Под ред. М. Л. Быховского. М.:Мир, 1973.-957 с.
  84. В.К., Горутько Н. М. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов// Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1980. — С.8−17.
  85. Т., Ширджанов И. Прогнозирование глубины отложения парафина в скважине// Нефтепромысловое дело.-1981.-№ 4.-С.21−23.
  86. Э. И. Методы технической диагностики центробежных насосов систем поддержания пластового давления// Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1986.- Вып. З — С.20−22. .
  87. Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983.-312 с.134
  88. С.А., Люстрицкий В. М. Тепловой режим работы установки УЭЦН// Нефтепромысловое дело.-1997.-№ 11 .-С. 16−18.
  89. Ю.П., Танин Е. А. Контактный теплообмен. М.: Госэнер-гоиздат, 1963. — 230 с.
  90. В.И. Технология и техника добычи нефти. М.:Недра, 1983.510 с.
  91. .М. Справочное руководство по физике. М.:Наука, 1975.-624 с.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!