Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование основных характеристик установок электроцентробежных насосов с вентильным двигателем для эксплуатации нефтяных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование основных характеристик установок электроцентробежных насосов с вентильным двигателем для эксплуатации нефтяных скважин"

На правах рукописи УДК 622.276.53.04

Трегубое Михаил Иванович

Исследование основных характеристик установки электроцентробежного насоса с вентильным двигателем для эксплуатации нефтяных скважин

Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФАРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 ОКТ 2010

Москва-2010 г.

004611958

Диссертационная работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Мищенко Игорь Тихонович

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук Чубанов Отто Викторович

кандидат технических наук Сабиров Альберт Азгарович

ОАО «ОКБ БН КОННАС»

Защита состоится « 2010г. в 15 часов, в ауд. 731 на

заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.212.200.08 в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан «

010Г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время в России и странах СНГ большую часть нефти добывают механизированным способом. Более 79% всей добываемой нефти в России приходится на установки электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). За последние десятилетия доля извлеченной на поверхность нефти при помощи УЭЦН неуклонно росла. Такая тенденция сохранится и в будущем, так как большинство крупных месторождений находится на поздней стадии разработки и, как правило, скважины имеют низкие забойные давления (к сожалению, ведется эксплуатация при забойном давлении ниже давления насыщения пластовой нефти газом) и большие динамические уровни, в районе 2000 - 2500 метров. А это, в сочетании с кустовым расположением скважин, что характерно для нефтедобывающих регионов России, способствует формированию в процессе бурения сложной геометрии ствола скважины и при больших глубинах спуска подземного оборудования делает применение скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) малоэффективным или даже невозможным. Следовательно, для поднятия жидкости на дневную поверхность необходимы установки, способные работать в искривленных стволах скважин и на больших глубинах и при этом развивать большие напоры, а так же работать в осложненных условиях (высокий газовый фактор, отложение солей и парафинов, вынос механических примесей и др.), возникающих в скважинах при высокой депрессии на пласт (эксплуатация с забойным давлением ниже давления насыщения пластовой нефти газом).

На вновь вводимых в разработку месторождениях, как правило, имеют место также осложняющие факторы: большая глубина залегания и высокие температуры пласта, высокий газовый фактор, отложения солей, парафинов и многие другие. Следует отметить, что освоение вновь вводимых в разработку месторождений ведется скважинами со сложным пространственным профилем, кустовым методом.

Следует обратить внимание на производимую повсеместно интенсификацию добычи нефти. После применения соляно-кислотной обработки (СКО) или гидроразрыва пласта (ГРП) возникают значительные сложности в точном определении коэффициента продуктивности скважины и увеличивается риск проявления осложняющих факторов. Как показывает практика, продуктивность скважины может значительно изменяться в первые два - три месяца эксплуатации после проведения мероприятий по интенсификации притока, что приводит к работе установки за пределами ее рабочей зоны. В таких случаях при снижении производительности скважины возникает необходимость смены оборудования на меньшую производительность.

Более 20% скважин из всего фонда в России простаивают, так как стандартное оборудование неспособно их эффективно эксплуатировать. Многие скважины находятся в бездействии из-за невозможности их освоения серийными УЭЦН как отечественного, так и дорогостоящего зарубежного производства, поэтому требуются разработки новых технологий и соответствующего оборудования, исследование которого на сегодняшний день будут актуальны как в лабораторных, так и в промысловых условиях.

Цель диссертационной работы

Целью настоящей диссертационной работы является исследование основных характеристик новой насосной установки ЭЦН АКМ-80 (автоматическая комплектная малогабаритная - АКМ) с регулируемым вентильным двигателем и создание системы контроля и управления установкой с возможностью подстраиваться под изменяющийся приток жидкости в скважине; промышленное использование данной технологи для повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин.

Основные задачи исследований

♦ Анализ и обобщение опыта эксплуатации скважин в РФ, а также выявление наиболее перспективного оборудования для добычи нефти в сложившейся технологической обстановке в РФ.

♦ Проведение стендовых экспериментов по получению напорно-расходных характеристик установок нового типа (ЭЦН АКМ-80) на повышенных частотах вращения вала.

♦ Проведение стендовых испытаний установки ЭЦН АКМ-80 на надежность в термобарокамере, имитирующей приближенные условия в скважинах.

♦ Разработка и промышленная апробация алгоритмов эффективного управления установкой ЭЦН АКМ-80 применительно к изменяющимся условиям эксплуатации.

♦ Разработка технологии и апробация технологической схемы дистанционного управления установкой и добычей жидкости на скважине.

♦ Промышленные испытания установок ЭЦН АКМ-80 и анализ полученных результатов на месторождениях РФ.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач выполнялось автором как теоретически, так и экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. Обработка полученных данных и подбор применяемого оборудования в промысловых испытаниях осуществлялось с использованием современных ЭВМ.

Все стендовые испытания проводились на специально разработанных стендах для высокооборотной установки ЭЦН АКМ-80, которые автоматизированы современными контроллерами управления и установленным на ЭВМ специализированным программным обеспечением для управления процессом исследований.

Промысловые исследования проводились на скважинах многих российских нефтедобывающих компаний: «Роснефть», «ТНК-ВР», «Томскнефть», «Лукойл» и другие.

Научная новизна работы

1. Получены напорно-расходные и мощностные характеристики насоса установки ЭЦН АКМ-80 до 12000 об/мин, которые используются в программе подбора высокооборотных установок ЭЦН АКМ-80 к скважинам и в алгоритмах управления установкой в скважине.

2. Разработаны и апробированы в промысловых условиях алгоритмы управления установкой, которые позволяют значительно повысить надежность оборудования и добычу жидкости из

скважины за счет синхронизации работы «пласт-скважина-УЭЦН».

Основные защищаемые положения

Методика проведения стендовых исследований высокооборотной установки ЭЦН АКМ-80.

Результаты стендовых исследований высокооборотной установки ЭЦН АКМ-80.

Проверка сходимости результатов подбора высокооборотных установок ЭЦН АКМ-80 к скважинам с результатами промысловых испытаний.

Результаты промыслового использования алгоритмов управления установкой ЭЦН АКМ-80 с возможностью синхронизации работы «пласт-скважина-УЭЦН».

Практическая значимость

В результате проведенных автором стендовых исследований по получению напорно-расходных характеристик насоса была разработана методика подбора высокооборотных установок с изменяющейся частотой вращения вала к скважинам. На ее основе автором подобрано и спущено в скважины более 100 комплектов установок ЭЦН АКМ-80. Сравнение автором расчетных и промысловых данных показал достаточную сходимость результатов подборов установок к скважинам.

Полученные результаты стендовых исследований использовались при разработке алгоритмов управления установок ЭЦН АКМ-80, которые позволили установке подстраиваться под изменяющийся приток в скважине и повысили надежность оборудования в целом. Анализ применения данной технологии по

итогам промысловых испытаний установок ЭЦН АКМ-80 за 2006-2008 год в ООО «РН-Юганскнефтегаз», показал, что в среднем было дополнительно добыто 16,4 тыс. т. нефти по сравнению с предыдущей эксплуатацией.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Москва, 2007г; научно-техническом обществе нефтяников и газовиков имени акад. И.М.Губкина «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Москва, 2007г; научном семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 работ, из них 3 статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК и 2 тезиса в материалах научных конференций.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы. Объем диссертационной работы составляет 134 страницы, включая 62 рисунка и 4 таблицы. Библиографический список использованной литературы состоит из 62 наименований.

Благодарность

Автор выражает свою искреннюю благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору И.Т. Мищенко, а также членам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, излагается практическая значимость работы, сформулирована цель и определены основные направления исследований.

В первой главе проведен обзор и анализ современного состояния фонда скважин и способов их эксплуатации в РФ, а также объемы добычи нефти каждым из способов. Определены тенденции развития способов эксплуатации скважин на фоне изменяющихся условий эксплуатации скважин и ухудшающейся структуры запасов нефтяных месторождений, которые показали необходимость создания установки ЭЦН, способной работать в осложненных условиях с широким диапазоном подач и возможностью регулирования напора установки, которая будет обеспечивать синхронизацию параметров системы «пласт-скважина-установка», тем самым оптимизировать работу и снижать себестоимость добычи.

Наглядно проиллюстрировано и обосновано, что увеличение частоты вращения вала установки до 10000 об/мин позволяет (значительно не меняя диаметр рабочего колеса) увеличить напор ступени до 45-70 метров, которое стало возможным за счет применения не характерных материалов, для данной промышленности:

титан, нержавеющие стали, твердые сплавы и керамика. Увеличение напора дает возможность существенно снизить массогабаритные характеристики погружной части установки ЭЦН (длинна, по сравнению со стандартным оборудование снижена в три раза), а возможность изменения частоты вращения вала ЭЦН в широком диапазоне позволяет согласовывать работу системы «пласт-скважина-насос», максимально приближаясь к оптимальному режиму эксплуатации скважины.

Также проанализированы современные разработки производителей УЭЦН, которые показывают, что тенденции движутся в направлении увеличения частоты вращения вала и возможности регулирования этой частотой при помощи вентильных двигателей. Так, уже сейчас компаниями «Новомет» и «Алнас» разработаны установки ЭЦН с вращением вала до 6000 об/мин.

В литературе достаточно широко представлено исследование закономерностей работы погружных центробежных насосов с частотой вращения вала до 3000 об/мин: в работах Мищенко И.Т., Дроздова А.Н., Ивановского В.Н., Ляпкова П.Д., Игревского В.И., Игревского J1.B., Вербицкого B.C., Агеева Ш.Р., Деньгаева A.B., Демьяновой JI.A. и многих других. Однако, количество исследований посвящено изучению закономерностей работы погружных центробежных насосов, применяемых в нефтедобыче, при частоте вращения вала насоса 4000 об/мин и выше, недостаточно.

К настоящему времени накоплен большой опытный и теоретический материал, необходимый для расчета физических свойств продукта скважины и гидродинамических параметров в «затрубном» пространстве и НКТ, который используется при подборе установок к скважине и опубликованный в работах Мищенко И.Т., Мамаева В.А.,

Ляпкова П.Д., Дунюшкина И.И., Грона В.Г., Сахарова В.А. и других. Автором был проведен обзор программных продуктов по подбору УЭЦН к скважинам различных производителей.

На основе проведенного анализа и выявленных тенденций современного состояния нефтяной промышленности в конце первой главы были поставлены основные задачи исследований.

Во второй главе приведены результаты экспериментального исследования насоса установки ЭЦН АКМ-80. Для проведения данных исследований были разработаны два специализированных стенда: стенд комплексных испытаний СКИ-2; термобарокамера (стенд 1324), позволяющая имитировать скважинные условия по давлению и температуре, и предложены автором методики проведения испытаний и обработки результатов.

Оба стенда позволяют экспериментально получить напорно-расходные характеристики насоса в диапазоне вращения ротора от 1000 до 12000 об/мин, а также КПД и потребляемую мощность. Управление процессом испытания осуществлялось через персональный компьютер при помощи специализированного программного обеспечения.

Стенд комплексных испытаний - (СКИ-2) предназначен для проведения параметрических испытаний элементов установок ЭЦН АКМ-80. Он оснащён автоматической системой измерения параметров и автоматической системой управления исполнительными механизмами стенда. Система измерения и управления стенда выполнена на промышленном сертифицированном контроллере. Все измерительные приборы сертифицированы как средства измерения и внесены в государственный реестр "РОСТЕСТ". Управление испытанием осуществлялось через персональный компьютер при помощи

специализированного программного обеспечения. Процесс испытания проходил в интерактивном режиме с отображением показаний всех измерительных приборов и графическим отображением характеристик в реальном времени.

1. Испытания по определению напорно-энергетических характеристик насоса на воде: напорно-расходной (Н-С>), расходно-мощностной (<2-Ы) и характеристики расход-КПД (СНО- Испытания могут проводиться в двух режимах: автоматическом и автоматизированном. В автоматическом режиме оператор в программном обеспечении задаёт параметры испытуемой установки, и система управления стенда проводит испытания без участия оператора. В автоматизированном режиме оператор, управляя исполнительными механизмами при помощи программного интерфейса, самостоятельно выводит установку на требуемые режимы и определяет фиксируемые параметры.

Определение напорно-расходных характеристик насоса проводилось отдельно для каждой частоты вращения вала насоса (начиная с 3000 об/мин до 10000 об/мин с шагом 1000 об/мин), что обусловлено спецификой программного обеспечения. Развиваемый напор и подача определялись по результатам измерений давления рабочей жидкости на приеме насоса, давления на выходе из насоса и объемного расхода. Физические свойства рабочей среды рассчитывались для среднего давления и средней температуры жидкости в насосе. Необходимая для определения КПД мощность на валу насоса принималась равной мощности, развиваемой электродвигателем (с учетом КПД привода). Опыты проводились в рамках требований ГОСТ 6134-71.

На рисунке 1 представлены напорно-расходные характеристики при работе одной ступени установки ЭЦН АКМ-80 на воде при п=3000, 4000, 5000, 6000, 7000, 8000, 9000, 10000 об/мин.

Рисунок 1. Напорно-расходные характеристики одой ступени насоса установки ЭЦН АКМ-80 в диапазоне от 3000 до 10000 об/мин (вода)

На рисунке 2 представлены напорно-расходная (Н-(2), расходно-мощностная (С>->0 и расход-КПД (С?-г|) характеристики, при частоте вращения вала насоса 10000 об/мин, для одной ступени. Из рисунка видно, что напор одной ступени насоса установки ЭЦН АКМ-80 на воде составил 45 метров при расходе жидкости в 45 м3/сут, это в несколько раз больше, чем напор стандартной ступени насоса.

Рисунок 2. Характеристики одой ступени насоса установки ЭЦН АКМ-80 при 10000 об/мин (вода)

Для воспроизведения условий, приближенных к скважинным (давление и температура) была разработана термобарокамера (стенд 1324). Данный стенд позволяет проводить испытания установки на надежность, а также получать напорно-расходные характеристики высокооборотного насоса.

Во время испытаний ЭЦН АКМ-80 на надежность проводились повторные исследования напорно-расходной характеристики с целью подтверждения результатов, полученных ранее на стенде СКИ-2.

В результате проведенных испытаний на надежность в течение 48 часов было осуществлено боле ста пусков и остановок установки ЭЦН АКМ-80. По результатам дефектации установки износа в парах трения не обнаружено, герметичность двигателя сохранилась (вода в полости двигателя отсутствовала), из чего следует, что погружная часть ЭЦН АКМ-80 прошла удачные испытания на надежность работы в режиме «пуск-остановка» в течение двух суток, во время которых были дополнительно сняты напорно-расходные характеристики (для подтверждения первого эксперимента). Они полностью совпали с полученными данными при первом эксперименте (описан выше). Так же для оценки достоверности подобия напорно-расходных характеристик было принято решение испытать систему с числом оборотов до 12000 об/мин. Подобие характеристик в зависимости от числа оборотов наблюдалось до 12000 об/мин.

Результаты исследований показали, что максимально потребляемая мощность насоса ЭЦН АКМ-80 при комплектации 56 ступенями на 10000 об/мин приближалась к 45 кВт, а при 12000 об/мин уже составила 77 кВт (рисунок 3). При росте оборотов с 10000 до 12000 об/мин потребляемая мощность выросла на 32 кВт. В связи с большим ростом потребляемой мощности рабочую частоту вращения вала на данном этапе ограничили 10000 об/мин.

о

20

40

60

80

100

120

„ 140 э 160 Подача, м /сут

Q-H на 12000 об/мин Q-H на 10000 об/мин —Q-H на 8000 об/мин -Q-НнабООО об/мин " Левая граниш раб. области "Потреб, мощ. на 11000 об/мин — Потреб, мощ. на 9000 об/мин -Потреб.мощ. на7000 об/мин " Полиномиальный (Потреб, мощ. на 10000 об/мин) " Полиномиальный (Q-H на 10000 об/мин)

-()-Н на 11000 об/мин

-<3-Нна9000 об/мин

-О-Н на 7000 об/мин

" Правая граница раб. оласти А Потреб, мощ. на 12000 об/мин 0 Потреб, мощ. на 10000 об/мин

-Потреб, мощ. на 8000 об/мин

"—Потреб, мощ. на6000 об/мин

" Полиномиальный (Потреб, мощ. на 12000 об/мии) "Полиномиальный (Р-Н на 12000 об/мин)

Рисунок 3. Характеристики насоса ЭЦН АКМ-80 (56 ступенй) при частоте до 12000 об/мин (вода)

Третья глава посвящена описанию разработанной методики подбора установки ЭЦН АКМ-80 к скважине на основе полученных при исследовании данных.

По данным произведенных автором расчетов в скважины было спущено более 100 комплектов установок ЭЦН АКМ-80 и проведено исследование их работы. На основе полученных данных выполнено сопоставление фактических и расчетных показателей, которые свидетельствуют о достаточной точности полученных напорно-расходных характеристик насосов, а также заложенных в методику расчета физических представлений и использованных эмпирических соотношений. Таким образом, можно рекомендовать применение методики, изложенной в диссертационной работе, для практических расчетов по подбору насосов с изменяющейся частотой вращения вала до 10000 об/мин установки ЭЦН АКМ-80 к скважинам.

В четвертой главе представлен анализ достигнутых результатов промысловых испытаний установок ЭЦН АМК-80 на месторождениях РФ в различных условиях (глубины спуска, газовый фактор, содержание механических примесей и т.д.), зачастую в осложненных условиях (парафино- и соле- отложениями) в таких нефтяных компаниях как: ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Ставропольнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Томскнефть», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «РуссНефть».

При промышленном использовании установок ЭЦН АКМ-80 им зачастую приходилось работать в более жестких условиях, чем предыдущим УЭЦН. Это связано с проводимой интенсификацией (увеличение отборов и, как следствие, снижение забойного давления,

увеличение динамического уровня) и постоянным суперзаглублением оборудования, иногда в зону перфорации и ниже ее, которое стало возможным за счет компактных размеров ЭЦН АКМ-80. Это, в свою очередь, давало возможность минимизировать отрицательное влияние выделяющегося газа на напорно-расходную характеристику насоса, который при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом уже выделяется в пласте, а также увеличить вынос механических примесей, которые могут засорять зону перфорации и тем самым снижать приток в скважину. Но, несмотря на осложненные условия эксплуатации, наработки на отказ установок ЭЦН АКМ-80 во многих скважинах превысили среднюю наработку предыдущих УЭЦН, а некоторые из них достигли наработки более 800 суток.

Практика применения в скважинах малодебитного фонда показала возможность эффективной эксплуатации скважин установками ЭЦН АКМ-80 при дебитах от 10 м3/сут (благодаря их конструкционным особенностям). По результатам эксплуатации было выявлено отсутствие перегрева погружного электродвигателя, оборудованного кожухом принудительного обтекания (КПО), по термоиндикаторам после подъема установок из скважины, на которых отсутствовали оплавления термовставок. Это и означало, что установка не нагревалась более 140°С при температуре окружающей жидкости 70-90°С.

За период промысловых испытаний были выявлены и устранены недостатки конструкции оборудования и алгоритмов автоадаптации (синхронизация системы «пласт-скважина-установка»), а также уточнены и скорректированы области применения установок ЭЦН АКМ-80. При этом была проведена работа по усовершенствованию старых модификаций и созданию новых узлов, агрегатов и установки в

целом. Результатом этого труда созданы установки ЭЦН АКМ габаритов 5 и 5А, длинной от 7 до 9 метров. Была разработана погружная телеметрия, которая фиксирует два важнейших параметра, таких как: давление в зоне подвески установки и температура внутри электродвигателя.

Значительному изменению подверглись алгоритмы автоадаптации. Они стали учитывать множество факторов при работе ЭЦН АКМ-80 в скважине. В последней версии алгоритма насчитывается более 140 используемых параметров, но пользователю для управления установкой на экран станции управления выводится 1015 основных параметров. Это делает процесс управления установкой простым и понятным. Теперь алгоритмы автоадаптации могут работать как по току, так и по показаниям телеметрии. Алгоритмы автоадаптации неоднократно доказали свою состоятельность при промысловых испытаниях, продемонстрировав надежную и стабильную работу на всех этапах работы оборудования в скважине (освоение после глушения, вывод на режим и продолжительная эксплуатация). Они стали более совершенны и надежны, что подтверждается промысловыми данными. При помощи алгоритмов автоадаптации установкам ЭЦН АКМ-80 удается подстроиться под изменяющийся приток в скважине.

По итогам проекта «ЭЦН АКМ-80» за 2006-2008 год ООО «РН-Юганскнефтегаз» было в среднем добыто дополнительно 16,4 тыс. т. нефти при помощи установок ЭЦН АКМ-80 по сравнению с предыдущей эксплуатацией. Такой прирост в добыче стал возможным за счет компактных размеров установки ЭЦН АКМ-80, что позволило увеличить глубину спуска оборудования и алгоритма автоадаптации,

который реализовывал максимально возможный отбор жидкости из скважины.

Ведя историю событий (архив в станции управления) с пуска установки до ее остановки, можно интерпретировать большинство процессов, происходящих в скважине и осложняющих работу ЭЦН АКМ-80, таких как: влияние повышенного газового фактора, засорение механическими примесями, что позволяет своевременно фиксировать такие случаи и незамедлительно на них реагировать.

Впервые на скважине 427 Усть-Балыкского месторождения в июле 2008 года была опробована связь со станцией управления через ОРЯБ-модем по интернету с удаленного доступа. Это позволило отслеживать параметры работы установки в реальном времени и корректировать их с любого удаленного персонального компьютера, подключенного к интернету в любой точке мира. За время работы ЭЦН АКМ-400 с удаленного доступа были проведены пробные остановки и пуски установки, а так же изменение частоты вращения вала двигателя.

Использование современных подходов в управлении установкой ЭЦН АКМ-80 при помощи разработанных алгоритмов позволило минимизировать участие человека на всем этапе эксплуатации: от вывода на режим, который проходит без участия обслуживающего персонала, до эксплуатации, при которой в случае остановки по какой-либо причине происходит автоматический пуск через расчетное или заданное время.

Эксплуатация в промысловых условиях доказала преимущества и рациональность технических решений и подходов, использованных при создании установок ЭЦН АКМ-80.

ВЫВОДЫ И ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Экспериментально получены характеристики ступени насоса ЭЦН АКМ-80 при работе на воде в широком диапазоне частот вращения вала насоса (от 3000 до 10000 об/мин), показавшие устойчивую работу насоса на всех частотах вращения вала, и которые могут использоваться при подборе насоса к конкретным скважинным условиям.

2. На основе полученных автором напорно-расходных характеристик в ООО «НПК «Нефтемаш» разработана методика определения режимов работы погружного насоса с частотным регулированием. Автором проведена апробация разработанной методики и подтверждена достаточная сходимость результатов подборов с промысловыми данными, свидетельствующая о точности методики.

3. Показано, что переход на высокие частоты вращения вала позволил создать насосы с большим диапазоном напорно-расходной характеристики, а при наличии специализированных алгоритмов управления погружной частью установки - с возможностью автоматического регулирования частоты вращения вала электродвигателя, что позволяет установке может подстраиваться под изменяющийся приток в скважине. Это, в свою очередь, обеспечило работу на потенциале скважин за счет динамической оптимизации параметров системы «пласт-скважина-УЭЦН», что обеспечивает снижение себестоимости добычи нефти.

4. По итогам проекта «ЭЦН АКМ-80» за 2006-2008 год ООО «РН-Юганскнефтегаз» было добыто дополнительно 16,4 тыс. т. нефти по сравнению с предыдущей эксплуатацией. Это стало возможным за счет увеличения глубины спуска оборудования и максимально

возможного отбора жидкости из скважины за счет возможности подстраивания установки под приток из скважины.

5. В результате промысловой эксплуатации подтверждена конструкционная надежность установок ЭЦН АКМ-80, наработка некоторых из них достигла 800 и более суток.

6. Впервые осуществлено дистанционное управление установкой, работающей в скважине с удаленного доступа (за несколько тысяч километров) в режиме реального времени, что доказало возможность своевременного управления погружным оборудованием с удаленного персонального компьютера подключенного к сети Интернет.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

1. Трегубое М.И. Обобщенные результаты исследования установки ЭЦН АКМ-80. - Нефть газ и бизнес, 2009, №12, с. 82-85.

2. Трегубов М.И. Результаты исследования насоса ЭЦН АКМ-80 с числом оборотов до 10000 в минуту. - Нефтепромысловое дело, 2010, №1, с. 22-27.

3. Трегубов М.И. Исследование высокооборотной установки ЭЦН АКМ-80 в термобарокамере. - Нефтяное хозяйство, 2010, №3, с. 104-

4. Трегубов М.И. Актуальность применения погружных высокооборотных установок с регулируемым вентильным приводом - Тез. докл. на Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» -Москва, 2007, с. 241-242.

5. Трегубов М.И. Актуальность применения погружных высокооборотных установок с регулируемым приводом - Тез. докл. на научно-техническом обществе нефтяников и газовиков имени акад. И.М.Губкина. Кн. «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» - Москва, 2007, с.

107.

209-212.

Соискатель: Трегубов М.И. Е-таП: TregubovMI@mail.ru

Подписано к печати 30.09.2010 Формат 60 X 90 /16

Бумага офсетная Усл. п. л.

Тираж 100 экз. Заказ № 324

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел. (499) 233-95-44

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Трегубов, Михаил Иванович

ВВЕДЕНИЕ ' :

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА 7 СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕН И Й

1.1. Основные проблемы эксплуатации скважин 7 механизированнымгспособом

1.2. Перспективы использования в УЭЦН привода с 23 изменяющейся частотой вращения вала в диапазоне (1500-11000) об/мин

1.3; Установка электроцентробежного насоса 27 автоматическая-комнлектная-малогабаритная ЭЦН

1.4. Современное состояние основных проблем 30 эксплуатации скважин установками ЭЦН и задачи исследования

2. ЭКПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ 39 ПОГРУЖНОЙ УСТАНОВКИ ЭЦН АКМ

2.1. Стенд комплексных испытаний установки ЭЦН АКМ

2,111. Технические характеристики стенда СКИ

2.1.2. Методика проведения гидродинамических 46 стендовых исследований насоса и основные результаты

2.1.3. Методика проведения стендовых исследований 51 газосепаратора и основные результаты

2.2. Принципиальная схема термобарокамеры (стенд 1324) 50 для. проведения исследований установки ЭЦН АКМ-80 в условиях приближенных к скважинным

2.2.1. Технические характеристики стенда 1324 50 (термобарокамера)

2.2.2. Методика проведения гидродинамических 55 стендовых исследований и основные результаты

2.3. Исследование работы ступени насоса на 59 газожидкостной смеси при высоких оборотах вращения вала

3. ОСНОВЫ ПОДБОРА ЭЦН АКМ-80 К СКВАЖИНАМ

3.1. Гидродинамические параметры скважины

3.1.1. Определение режимов работы насоса*

3.1.2. Гидродинамические характеристики скважины

3.2. Апробация методики подбора

3.3. Эффективность применения погружного насоса с 75 частотным регулированием

4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ЭЦН АКМ

4.1. Анализ достигнутых технических показателей ЭЦН 81 АКМ

4.1.1. Наработка на отказ

4.1.2. Возможность спуска установки на большую 87 глубину

4.1.3 Эксплуатация на малодебитном фонде скважин

4.1.4. Охлаждение погружного электродвигателя 95 установок работающих на малодебитном фонде скважин

4.1.5. Влияние механических примесей

4.2. Алгоритмы автоадаптации ЭЦН АКМ

4.3. Установка ЭЦН АКМ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование основных характеристик установок электроцентробежных насосов с вентильным двигателем для эксплуатации нефтяных скважин"

В настоящее время в России и странах СНГ большую часть нефти добывают механизированным способом. Более 79% всей добываемой нефти в России приходится на установки электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). За последние десятилетия доля извлеченной на поверхность нефти при помощи УЭЦН неуклонно росла. Такая тенденция сохранится и в будущем, так как большинство крупных месторождений находится на поздней стадии разработки и, как правило, скважины имеют низкие забойные давления (к сожалению, ведется эксплуатация при забойном давлении ниже давления насыщения) и большие динамические уровни, в районе 2000 — 2500 метров. А это, в сочетании с кустовым расположением скважин, что характерно для нефтедобывающих регионов России, способствует формированию в процессе бурения сложной геометрии ствола скважины и при больших глубинах спуска подземного оборудования делает применение скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) малоэффективным или даже невозможным. Следовательно, для поднятия жидкости на дневную поверхность необходимы установки, способные работать в искривленных стволах скважин и на больших глубинах и при этом развивать большие напоры, а так же работать в осложненных условиях (высокий'газовый фактор, отложение солей и парафинов, вынос механических примесей и др.), возникающих в скважинах при высокой депрессии на пласт (эксплуатация с забойным давлением ниже давления насыщения).

На вновь вводимых в разработку месторождениях, как правило, имеют место также осложняющие факторы: большая глубина залегания и высокие температуры пласта, высокий газовый фактор, отложения солей, парафинов и многие другие. Следует отметить, что освоение вновь вводимых в разработку месторождений ведется скважинами со сложным пространственным профилем, кустовым методом.

Следует обратить внимание на производимую повсеместно интенсификацию добычи нефти. После применения соляно-кислотной обработки (СКО) или гидроразрыва пласта (ГРП) возникают значительные сложности в точном определении коэффициента продуктивности скважины и увеличивается риск проявления осложняющих факторов. Как показывает практика, продуктивность скважины может значительно изменяться в первые два - три месяца эксплуатации после проведения мероприятий по интенсификации притока, что приводит к работе установки за пределами ее рабочей зоны. В таких случаях при снижении производительности скважины возникает необходимость смены оборудования на меньшую производительность.

Более 20% скважин из всего фонда в России простаивают, так как стандартное оборудование неспособно их эффективно эксплуатировать. Многие скважины находятся в бездействии из-за невозможности их освоения серийными УЭЦН как отечественного, так и дорогостоящего зарубежного производства, поэтому требуются разработки новых технологий и соответствующего оборудования.

Исходя из вышеизложенного, возникает необходимость создания и исследования установки ЭЦН, способной работать в осложненных условиях с широким диапазоном подач и возможностью регулирования напора; установки, которая обеспечивает синхронизацию параметров системы "пласт-скважина-установка". Одним из способов адаптации установки к изменяющемуся притоку жидкости из пласта является применение частотного регулирования вращения вала насоса, позволяя регулировать и напор, и подачу. Это увеличивает границы применения (рабочую зону) установки, позволяет сократить номенклатуру установок в целом и снижает их массогабаритные характеристики. Снижение массогабаритных параметров подземной части установки увеличит возможность беспрепятственного прохождения криволинейных участков скважин со сложной геометрией и малыми габаритами обсадных колон.

В связи с географическим положением регионов добычи нефти в России, большая доля добычи нефти приходится на удаленные районы с резко-континентальными климатическими условиями. Отдаленность нефтяных месторождений от производителей нефтепромыслового оборудования влечет за собой повышенные затраты на доставку и хранение большой номенклатуры громоздких УЭЦН. Исходя из вышеизложенного, задача снижения массогабаритных характеристик УЭЦН является актуальной.

Решение обозначенных задач можно осуществить путем использования в качестве привода погружных установок регулируемого вентильного двигателя. Таким перспективным направлением решения большинства обозначенных вопросов стала разработка нового поколения УЭЦН с отличными рабочими характеристиками и потребительскими качествами - установка ЭЦН АКМ-80 (автоматическая-комплектная-малогабаритная - АКМ). Основные задачи

1. Анализ и обобщение опыта эксплуатации скважин в* РФ и выявление наиболее перспективного оборудования, для добычи нефти в сложившейся технологической обстановке.

2. Проведение стендовых экспериментов по получению напорно-расходных характеристик установок нового типа (ЭЦН АКМ-80) на повышенных частотах вращения вала.

3. Проведение стендовых испытаний установки ЭЦН АКМ-80 на надежность в термобарокамере, имитирующей приближенные условия- в скважинах.

4. Разработка и промышленная апробация алгоритмов эффективного управления установкой ЭЦН АКМ-80 применительно к изменяющимся условиям эксплуатации.

5. Разработка технологии и апробация технологической схемы дистанционного управления установкой и добычей жидкости на скважине.

6. Промышленные испытания установок ЭЦН, АКМ-80 и анализ полученных результатов на месторождениях РФ.

Научная новизна работы

1. Получены напорно-расходные и мощностные характеристики насоса установки ЭЦН АКМ-80 до 12000 об/мин, которые используются в программе подбора высокооборотных установок ЭЦН АКМ-80 к скважинам и в алгоритмах управления установкой в скважине.

2. Разработаны и апробированы в промысловых условиях алгоритмы управления установкой, которые позволяют значительно повысить надежность оборудования и добычу жидкости из скважины за счет синхронизации работы «пласт-скважина-УЭЦН».

Практическая значимость

За счет разработанных и внедренных технических решений удалось достигнуть наработок на отказ установок ЭЦН АКМ-80 в 600-800 суток. Анализ применения данной технологии по итогам промысловых испытаний установок ЭЦН АКМ-80 за 2006-2008 год в ООО «РН-Юганскнефтегаз», показал, что в среднем было дополнительно добыто 16,4 тыс. т. нефти по сравнению с предыдущей эксплуатацией. 6

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Трегубов, Михаил Иванович

Основные результаты и выводы:

1. Экспериментально получены характеристики ступени и насоса в целом ЭЦН АКМ-80 при работе на воде в широком диапазоне частот вращения вала насоса (от 3000 до 10000 об/мин), показавшие устойчивою работу насоса на всех частотах вращения вала и которые могут использоваться при подборе насоса к конкретным скважинным условиям.

2. Испытание установки ЭЦН АКМ-80 на надежность в условиях, приближенных к скважинным по давлению' и температуре (в термобарокамере), показали, что значительное количество пусков-остановок (более 100) в течении 48 часов не повлияло на работоспособность установки даже при увеличении числа оборотов вала насоса до 12000 об/мин. Экспериментально получены напорно-расходные характеристики при п до 12000 об/мин.

3. На основе полученных автором напорно-расходных характеристик в ООО «НПК «Нефтемаш» разработаны алгоритмы управления установкой с возможностью подстраиваться под изменяющийся приток в скважине и методика подбора режимов работы погружного насоса с частотным регулированием к скважинам. Автором проведена апробация разработанной методики и подтверждена достаточная сходимость результатов подборов с промысловыми данными, свидетельствующая о точности методики. По данным произведенных расчетов автором было спущено в скважины более 100 комплектов установок ЭЦН АКМ-80 и проведено исследование их работы (Приложение № 1).

4. Показано, что переход на высокие частоты вращения вала позволил создать насосы с большим диапазоном напорно-расходных характеристик и при наличии специализированных алгоритмов управления погружной частью установки - с возможностью автоматического регулирования частоты вращения вала электродвигателя, что позволяет установке подстраиваться под изменяющийся приток в скважине. Это, в свою очередь, обеспечило работу на потенциале скважин, за счет динамической оптимизации* параметров системы «пласт-скважина-УЭЦН». Также при помощи сохранения архивной информации в СУ и ее анализа можно интерпретировать процессы происходящие в скважине во время эксплуатации.

5. Низкие массогабаритные характеристики высокооборотных установок значительно упрощают монтаж на скважине, что сокращает время ввода скважины на режим эксплуатации, снижает затраты на монтаж и стоимость сервисного обслуживания.

6. По итогам проекта ЭЦН АКМ-80 за 2006-2008 год ООО «РН-Юганскнефтегаз» было добыто дополнительно 16,4 тыс. т. нефти. Это стало возможным за счет подстраивания установки под приток продукции из скважины. При этом наработки на отказ установок ЭЦН АКМ составили более 500 суток.

7. Впервые осуществлено дистанционное управление установкой, работающей в скважине с удаленного доступа (за несколько тысяч километров) в режиме реального времени, что доказало возможность своевременного управления погружным оборудованием с любого персонального компьютера подключенного к сети Интернет.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Трегубов, Михаил Иванович, Москва

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

2. Агеев Ш.Р., Карелина Н.С., Дружинин Е.Ю. Условия наибольших наработок погружных лопастных насосов для добычи нефти при повышенном газасодержании на входе. М.: Бурение и нефть, 11, 2004.

3. Амерханов И.М. Расчетный метод определения параметров пластовой нефти. Труды ТатНИИ, вып. 14, 1970.

4. Аналитический журнал "Нефтегазовая вертикаль", Выпуск №20 за 2008 год «Фонд нефтяных скважин за сентябрь 2008 года».

5. Асылгареев А.Н. Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, №4, 1973.

6. Атепаев А. О. «Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС» -Сургут: Нефть Приобья, 2001.- 316 с.

7. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.

8. Бажайкин С.Г. Влияние свободного газа на кинематику потока жидкости в каналах центробежного насоса // труды института ВНИИСПТнефть. Сборник, подготовка и транспорт нефти и воды. -Уфа-1977. Вып 19.

9. Бажайкин С.Г. Исследование характеристик и модернизация насосных агрегатов нефтяных промыслов. Диссертация* на соискание ученой степени доктора технических наук, Уфа, 2000.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. Недра, 1984.

11. Богданов A.A. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при работе на вязких жидкостях. Нефтепромысловое дело, 12, 1972.

12. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968.

13. Боровских Б.И., Ершов Н.С.,Овсянников Б.В., Петров В.И.,Чебаевский В.Ф., Шапиро A.C. Высокооборотные лопастные насосы. Москва, "Машиностроение", 1975

14. ГОСТ 6134-71. Насосы динамические. Методы испытаний: Взамен ГОСТ 6134-58.-Введ. 01.07.73. Переизд. Ноябрь 1978 с изм. №1.13256с. УДК 621.65.001.4:006.354 Группа Г89 СССР.

15. Грабовский А.М., Иванов К.Ф., Пущенко Я.В. О связи коэффициента быстроходности с основными параметрами центробежного насоса при регулировании впуском воздуха // Известия вузов. Энергетика.-1970.-№11.

16. Грабовский А.М., Иванов К.Ф., Пущенко Я.В. Определение основных параметров центробежных насосов при регулировании подачи впуском воздуха // Известия вузов. Энергетика,-1971 .-№ 12.

17. Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. М.: ГАНГ, 1973.

18. Донской Ю.А. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН с частотнорегулируемым приводом при повышенных скоростях вращения ротора установки. дисс. к.т.н., М., 2010. - 148 с.

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

20. Дроздов А.Н. Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси.-М'.: ГАНГ им, И.М. Губкина, 1994.

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

22. Дроздов А.Н., Демьянова Л.А. Стенд для испытания гидравлических машин, применяемых в нефтяной промышленности.-Нефтепромысловое дело, 1996, №3.

23. Дроздов А.Н., Рабинович А., Маркелов Д. Правда о газе. Исследования характеристик газосепараторов к УЭЦН при различных частотах вращения. Нефтегазовая вертикаль №12, 2006.

24. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. Учебное пособие для вузов. М.: ГУП Издательство «Нефть и газ»

25. РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, Москва 2004г.

26. Еникеев Г.Г., Бажайкин С.Г. Проектирование лопастных насосов. Учебное пособие. УАИ, 1988. С.81.

27. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти М.: Наука 2000г.

28. Ивановский В.Н. Анализ перспектив- развития центробежных установок для добычи нефти. Нефтяное хозяйство №4, 2008.

29. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации насосного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях из мало и среднедебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Москва, 1999.

30. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров A.A., Каштанов B.C., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. -М.: ГУЛ Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 2002.-824 с.

31. Игревский В:И!. Исследование влияния газовой фазы, на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 1977.

32. Игревский JI.B. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосо-эжекторных систем для добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 2001.

33. Камалетдинов P.C. Повышение эффективности работы скважинныхj насосов путем применения вентильных двигателей: — дисс. к.т.н.,1. М., 2007. 144 с.t

34. Лабунцов Д.А., Ягов В.В.Механика двухфазных систем. Москва,1.МЭИ, 2000

35. Ляпков П. Д., Павленко В.П. Учебное пособие по дисциплине1."Технология и техника добычи нефти". Москва, Московскийинститут нефти и газа им. Губкина, 1988f

36. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу ступеней погружныхцентробежных насосов // Труды института/ ВНИИ. 1959 Вып. 22.ча

37. Ляпков П.Д. О формах течения водовоздушных смесей в каналахi рабочих органов центробежного насоса // Химическое и нефтяноемашиностроение.-1968. №10.

38. Ляпков П.Д. Подбор установки установки погружногоi центробежного насоса к скважине. М.: МИНГ, 1987.

39. V 39. Ляпков П.Д. Способ пересчета характеристик ПЦН с воды наs' 134эмульсию. Нефтяное хозяйство, №5, 1979.

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

41. Максимов. В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976.

42. Матвеев С.Н. Повышение эффективности работы УЭЦН на нефтепромыслах ОАО «Сургутнефтегаза» за счет применения частотного регулирования вентильного двигателя. — дисс. к.т.н., М., 2003.-150 с.

43. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти. М:: Недра, 1989.

44. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: ГУЛ Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, Москва 2003г. -816 с.

45. Мищенко И.Т. Технологи и техника» добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости и скважин, часть 1 (Учебное пособие) -М.: МИНХ и ГП им И. М. Губкина, 1977.

46. Мищенко И.Т. Технологи и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости и скважин, часть 2 (Учебное пособие) -М.: МИНХ и ГП им И. М. Губкина, 1979.

47. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ГУЛ Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, Москва 2005г.

48. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике добычи нефти. Учебное пособие, М.: Недра 1984.

49. Мищенко И.Т. Статистический анализ работы установок погружных электронасосе в нефтяных скважинах. М.: МИНГ, 1981

50. Муравьев И.М. Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969.

51. Муравьев И.М., Кнышенко Г.Н., Мищенко И.Т., Камалов P.P. Результаты исследования работы погружного центробежного электронасоса ЭЦН-5-130-600 в обводненной скважине. Нефтяное хозяйство, №2, 1969.

52. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М.: Недра, 1967.

53. Насосное оборудование для добычи нефти. Научно-техническийсборник №3 ОКБ БН ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М.: 1990

54. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. — М.: МИНГ, 1982.

55. Репин Н.Н., Девликамов В.В., Юсупов О.М., Дьячук А.И. Технология механизированной добычи нефти. М.: Недра, 1976.

56. Руднев С.С. Основы теории лопастных решеток. Учебное пособие. -М.: издательство МВТУ, 1978.

57. Руднев С.С. Пособие по гидромашинам (Труды института) ВНИИГипромаш. 1970 Вып 40.

58. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Гиматудинова Ш.К.Москва,"Недра", 1983

59. Суханов Д.Я. Работа лопастных насосов на вязких жидкостях. Москва, "Машгиз",1952

60. Таблицы физических величин. Справочник. Под редакцией академика И.К. Кикоина. М., Атомиздат. 1976, 1008 с.

61. Филипов В.Н. Центробежные насосы для добычи нефти в модульном исполнении. ЦИНТИхимнефтемашиностроение, обзор, Москва, 1987.

62. Штоф Н.Д. Расчет свойств пластовых нефтей. Гипровостокнефть, 1974.