Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методики рационального режима эксплуатации электроцентробежных насосов при форсированном отборе жидкости

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики рационального режима эксплуатации электроцентробежных насосов при форсированном отборе жидкости"

На правах, рукописи

0034802 71

ШТУРН ЛЮДМИЛА ВАЛЕРЬЕВНА

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАЦИОНАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПРИ ФОРСИРОВАННОМ ОТБОРЕ ЖИДКОСТИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

2 2 ОПТ 9Г

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2009

003480271

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию.

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Стрекалов Владимир Емельянович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, доцент

Сохошко Сергей Константинович - кандидат технических наук Ерка Борис Александрович Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП») Защита состоится 13 ноября 2009 г. в 16.00 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте 72а, каб. 32.

Автореферат разослан 13 октября 2009г.

Ученый секретарь

диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Широкое применение скважинных центробежных насосов обусловлено многими факторами. За последние 15 лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла с 30 до более 70% от общей добычи нефти в России.

На поздней стадии разработки находится 87% нефтяных месторождений РФ, в данных условиях форсированный отбор жидкости является одним из широко применяемых методов интенсификации добычи нефти, применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) становится особенно актуальным, но эксплуатация данных установок происходит с значительным количеством осложнений. Поддержание фонда добывающих скважин в работоспособном состоянии ежегодно увеличивает материальные и трудовые ресурсы на 10 %.

Несмотря на многообразие имеющихся методик и программных комплексов подбора УЭЦН к скважине, известных в настоящее время, не всегда удается обосновать типоразмер насоса из-за того, что в расчетах не учитывается изменение многих из факторов во времени, а исходные данные вводятся без прогнозирования на будущее.

Цель работы

Разработка методики выбора оптимальных показателей работы системы «пласт-скважина-гидравлическая сеть» в условиях взаимовлияния комплекса факторов: технико-технологических характеристик оборудования и геолого-физических свойств пласта.

Задачи исследования

1. Создание модели совместной работы пласта с учетом деформации коллектора, оборудования скважины и гидравлической сети.

2. Разработка метода технико-технологической оптимизации режима работы системы «пласт - скважина - гидравлическая сеть», позволяющего подобрать

оптимальную характеристику и схему установки электроцешробежного насоса при максимизации межремонтного периода в сочетании с предельными дебитами.

3. Обоснование критериев эксплуатации и причин выхода из строя электроцентробежных насосов в условиях влияния осложняющих факторов на технологические показатели и надежность эксплуатации.

Научная новизна

1. Разработана гидродинамическая модель совместной эксплуатации системы «пласт скважинное оборудование - гидравлическая сеть», позволяющая оценить допустимые пределы форсирования отборов жидкости из пласта с применением установок УЭЦН.

2. Научно обоснованы критерии технико-технологической эффективности эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН.

3. Впервые предложен метод оптимизации, позволяющий найти параметры оборудования скважин, соответствующие наиболее рациональной эксплуатации.

Практическая ценность и реализация работы заключается в применении разработанного метода для оптимизации режима работы скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов на месторождениях ОАО «Лукойл». Разработанная методика внедрена в учебный процесс по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация результатов исследований

Материалы и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на : научно-технической конференции «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 1998); научно-технической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона» (Тюмень , 1999); научно-технической конференции «Проблемы недропользования , добычи и транспортировки» (Тюмень, 2000); научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтедобыче» (Тюмень, 2002); научно-практической конференции

посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» (Тюмень, 2008). Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 10 печатных работ, в том числе одна работа в издании, рекомендованном ВАК РФ. Объем и структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, списка используемой литературы из 104 наименований. Диссертация изложена на 143 страницах машинописного текста, содержит 53 рисунка, 127 формул, 4 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и задачи исследования, показана научная и практическая значимость представленной работы.

Первый раздел посвящен обзору и анализу существующих исследований различных аспектов проблем по повышению эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, значительный вклад в этом направлении внесли следующие ученые: И.М. Аметов, В.А. Амиян, Ю.А. Балакиров, М.Д. Валеев, Ю.Г. Валишин, A.A. Глазков, А.Т. Горбунов, С.И. Грачев, Р.Н. Дияшев, А.Н. Дроздов, Кучумов Р.Я., Ю.В. Зейгман, Г.З Ибрагимов, J1.C. Каплан, А.Г. Ковалев, А.Т. Кошелев, А.П. Крезуб, В.Ф. Лесничий, П.Д. Ляпков, В.П. Максимов, Р.И. Медведский, Ю.С. Миронов, И.Т. Мищенко, A.A. Мордвинов, Г.А. Орлов, И.П. Попов, А.П. Телков, О.М. Юсупов и др.

Представлен обзор существующих гидродинамических моделей, предназначенных для подбора глубинного оборудования к скважине, показан ряд недостатков используемых моделей.

Представлен обзор существующих гидродинамических моделей, предназначенных для подбора глубинного оборудования к скважине, показан ряд недостатков используемых моделей.

Во втором разделе В данном разделе приведено математическое описание детерминированной модели системы «пласт- скважина- насос-гидравлическая сеть», где за основу приняты: уравнение притока с учетом деформации коллектора; формула Дарси-Вейсбаха для учета потерь давления в стволе скважины и насосно-компрессорных трубах; модельная характеристика электроцентробежного насоса, с учетом изменения частоты электрического тока при применении частотного преобразователя скорости вращения вала; функция гидравлического сопротивления гидравлической сети.

При моделировании течения жидкости в пласте предлагается использовать уравнение притока жидкости с учетом деформации коллектора.

РЛв)=Р0+~ 1п

п

- 2М0е

-"(П-Р«.)

+ О^пцЛп

Я.

\\

2 Л,

(1)

где О- дебит жидкости, м /с;

И- эффективная толщина пласта, м; к - коэффициент проницаемости, мкм2; Рпл- пластовое давление, Па; Рз- забойное давление, Па; № - динамическая вязкость, Па*с; Л- радиус контура питания, м; г- радиус скважины, м;

п - показатель деформации открытого порового пространства, 1/Па. Следующий этап в построении аналитической модели - моделирование погружного насосного агрегата, которое обычно не представляет собой сложной задачи, особенно, если имеются надежные исходные данные. В данной модели один из элементов системы для сообщения гидравлической

энергии будет являться электроцентробежный насос. Звено модели характеризующий насосный агрегат, должно задаваться его полной рабочей характеристикой АР=ЛО). Взяв за основу «опорные» точки гидравлической характеристики, снятые экспериментальным путем, полученная полиномиальная зависимость, четко отображает рабочую характеристику (рисунок 1).

О, м3/сут

♦ УЭЦН 5-80-1200 ■ УЭЦН 5-80-1400 Д УЭЦН 5-80-1800 Рисунок 1 - Модельные рабочие характеристики УЭЦН-80

лр„(е)=лд2+яе+с, (2)

где АР- давление развиваемое насосом, МПа; С) - подача насоса, м3/сут;

А, В - аппроксимационные коэффициенты, постоянные, для данного типоразмера насоса, д.е.;

С - давление развиваемое при нулевой подачи, МПа. Следует также рассмотреть целесообразность применения погружной насосной системы с регулируемой частотой. То есть если записать формулу 2 в общем виде Ар =/(0) - типовая зависимость развиваемого давления от напора,

то уточненная характеристика с учетом изменения частоты (рисунок 2) будет выглядеть следующим образом

Лр' = /

е-*

( л <р

К<Ро у

где <р'~ заданная частота тока, Гц.;

(р о - начальная частота тока, Гц.. Теперь записав формулу 2, с учетом формулы 3 получим

Лл<(0 =

г \г

е-П

V V J

+ В

<Р )

+с

л ( л2

(3)

(4)

в-<

25

20

15

10

" 1 Г 1 т _ -I !

______!__ ..............| _..... Т ^

г ......1 1 1 1 \|

20 40 60 80 100

О, м3/сут ♦ 50 Гц -»-40 Гц -»-55 Гц

120

140

Рисунок 2 - Модельная рабочая характеристика УЭЦН 80-1200 с учетом изменения частоты.

Построив по формуле 4 уточненные рабочие характеристики, с учетом изменения частоты вращения УЭЦН 80-1200 видно, что принцип подобия сохраняется, так же коэффициенты А, В, С остаются неизменными, для данного типоразмера насоса.

Построение модели течения жидкости в скважине будет сводиться к моделированию течения жидкости в трубе, или в системе «труба в трубе». Трубы используются повсеместно в системе добычи нефти и являются частью более сложных объектов, такие как скважина. Точное моделирование данного объекта является очень важным и зачастую решающим, вследствие его доминирующего количества в системе добычи нефти.

Таким образом, необходимо течение жидкости в скважине разделить на три участка, первый участок - интервал между верхними отверстиями перфорационных каналов до нижней точки погружного электродвигателя, где жидкость проходит по всей площади эксплуатационной колоны, соответственно, для данного участка функция перепада давления будет выглядеть следующим образом:

д„ (П) -

Д/%,(0- ^ , (5)

где Ьтл- расстояние от верхних перфорационных отверстий, до нижней точки погружного электродвигателя, по стволу скважины, м;

Бэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Второй участок, расстояние от нижней точки погружного электродвигателя, до приемной сетки электроцентробежного насоса. Здесь течение жидкости будет осуществляться по кольцевому пространству, между стенками эксплуатационной колонны и компоновкой «погружной электродвигатель - гидрозащита».

Так как диаметры гидрозащиты и электродвигателя различны, то функция будет выглядеть следующим образом:

л„ <пл- 8Я*^эДРб2 , ^пРО2

Ртр2 ( , 2 у

°эк пэд (Г> - - ''

я1

В ж + ^ПЭд у

;г2

(Рэк ~(1П ) °эк + ^гз

где ЬПЭд - длина погружного электродвигателя, м;

4пэд ~ диаметр погружного электродвигателя, м; Ьп- длина гидрозащиты, м; с1гз - диаметр гидрозащиты, м;

Таким образом, течение жидкости от перфорационных каналов до приемной сетки насоса будет описываться следующей функцией:

ьрскло)=ьртР№+ьРтр т, (?)

или

Ш,, ЫкЬпэдр02 8кк1п(&

4РсЛО)=

2П 5 Гъ 2

я-'Д

эк , л

П 2-г] 2

иэ к япэд

В эк + ^ пэд

ТС*

о ж +с1п

V » (8)

Течение жидкости в насосно-компрессорных трубах, после выкида насоса будем описывать аналогично, то есть:

л, (9)

п иНКТ

где Ь11КТ- длина колонны насосно-компрессорных труб, м;

^ню внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м.

При эксплуатации погружного оборудования на глубине более 2500м используется комбинированная подвеска НКТ, для снижения осевой нагрузки растяжения, и не превышения нагрузки при которой напряжения в теле трубы по первому витку резьбы, находящемуся в зацеплении с муфтой, достигают предела текучести, используют комбинированную подвеску, различных марок стали и диаметров. То есть колонна НКТ имеет телескопическую конструкцию, в этом случае формула 9 будет выглядеть:

А. г^-Ъ^нктРО2 , нктРО1

-Т- + —-Г,-— , (10)

71 "1 НКТ 71 "2ЯКТ

где ¿/яхт - длина нижней части колонны насосно-компрессорных труб, м;

^шкт ~~ внутренний диаметр нижней части колонны насосно-

компрессорных труб, м; ^2нк1— длина верхней части колонны насосно-компрессорных труб, м; ^2нкт~ внутренний диаметр верхней части колонны насосно-компрессорных труб, м. Для определения зависимости устьевого давления скважины от совокупности дебитов всех скважин на кустовой площадке необходимо задать функцию гидравлической сети нефтесборных коллекторов кустовой площадки. Данная зависимость определялась экспериментально, путем снятия замеров дебита и устьевых давлений на системе телемеханики, непосредственно на Варьеганском месторождении.

Из гидромеханики известно, что функция гидравлической сети хорошо аппроксимируется полиномом второй степени. То есть функцию сети можно описать следующей зависимостью:

Ру=РущЯ+Ю2 , (11)

где Ру - устьевое давление рабочей скважины, МПа;

Рун™ - устьевое давление остановленной скважины, МПа; к - коэффициент сопротивления сети, который можно рассчитать по формуле:

Р +Р

1,__1 п шш

~вГ~ ■ <12)

где Рп - устьевое давление при соответствующем расходе <3П МПа ;

Ртш - давление в сети без учета расхода, в соответствующей скважине, МПа.

Построение комплексной модели будет основываться на результатах описанных в формулах 1-12, то есть данная модель будет отображать процессы внутрипластового течения жидкости, течение жидкости в эксплуатационной колонне, работу погружного элекгроцентробежного насоса и подъем жидкости

по лифту колонны насосно-компрессорных труб. В общем виде математическая модель будет представлена следующим образом:

^(0-Арви(0-ЕД2+АРв(0-Ар»™(0 = ^(0 , (13) где 1.Ах1 - гидростатический перепад .

В правой части уравнения необходимое устьевое давление для обеспечения бесперебойной работы скважины.

Таким образом, основной целью данной модели является поиск коэффициентов А,В,С соответствующих необходимому типоразмеру насоса при изменении всех остальных показателей.

В третьем разделе рассмотрены основные факторы влияющие на продолжительность работы УЭЦН, которыми возможно варьировать при эксплуатации месторождения. На основании накопленной статистики по отказам электроцентробежного оборудования разработана стахастическая модель, позволяющая спрогнозировать наработку на отказ при планировании мероприятий по подземному ремонту скважины и подбору УЭЦН. Уточнена степень влияния каждого фактора на среднюю наработку на отказ. Данная модель необходима для поиска граничных условий, которые будут использованы в детерминированной модели, описанной во втором разделе.

Так как одним из основных факторов влияющих на отказ электропогружного оборудования в ООО СП «Варьеганнефть» является вынос механических примесей, рассмотрим его подробнее.

В первую очередь рассмотрим влияние депрессии на вынос механических фракций. Вследствие повышенных депрессий на пласт происходит разрушение горной породы, анализ данного фактора проводился по всему эксплуатационному фонду ООО СП «Варьеганнефть» по данным 2007 года исходя из еженедельных замеров динамических уровней, карт изобар, результатам лабораторных исследований количества взвешенных частиц (КВЧ).

Анализ произведен на основании 839 отобранных устьевых проб. С целью проведения анализа выбирались только те результаты исследования проб, в которых выявлены механические фракции глина или песок. Так же не брались во внимание результаты проб с высоким содержанием КВЧ (более 500 мг/л) после проведения большеобъемного ГРП. Результаты исследований представлены на рисунке 3.

При исследовании влияния скорости потока жидкости в интервале перфорации на количество взвешенных частиц механических фракций в добываемой продукции были получены следующие результаты (рисунок 4).

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Депрессия ДР, МПа

Рисунок 3 - Зависимость выноса механических примесей от депрессии.

При прочих одинаковых условиях эксплуатации скважин, то есть с одинаковой депрессией и скоростью потока выявлено влияние величины ЗУМПФа на долю увеличения количества механических фракций в добываемой продукции (рисунок 5).

Варьировать данным параметром предлагается непосредственно при текущем ремонте скважины, так как силами бригад подземного ремонта,

600

♦

о

возможно обработать забой скважины гидрожелонкой, что не существенно увеличит длительность и стоимость подземного ремонта.

_т„(у) = -2Е+07у3 + 864056у2 + 6248,5у + 39,386 _

-I 4

0,005

0.015 0,02 0.025

скорость потока, м/с

0,03 0,035 0.04

Рисунок 4 - Зависимость выноса механических примесей от скорости потока по пласту АВ] Варьеганского месторождения.

I — г --1——г--

I I ШиСУ = -3,3714и + 39,6" _ Я2 = 0,9656 ^ч! ___

т н I |\ 1 т Кг

0 2 4 6 8 10 12 14

величина ЗУМПФа Ц м

Рисунок 5 - Влияние величины ЗУМПФа на увеличение мехпримесей в добываемой продукции.

Таким образом, прогнозируемое содержание механических фракций в добываемой продукции будет определяться функцией

ттч=/(^Р,у) . (14)

Аппроксимационная функция данной зависимости в виде поверхности будет выглядеть следующим образом

8сг

АР-АРт1п

АРтах-^т

V —V •

тт

+ 1

(15)

где а - естественный вынос горной породы при минимальной депрессии, мг/л; £ - естественный вынос горной породы при минимальной скорости потока жидкости, мг/л.

С учетом функции зависимости выноса твердых частиц от величины ЗУМПФа, корректирующая основную функцию в процентном соотношении «прироста» количества механических примесей к базовой величине, функция имеет вид (рисунок 6), то есть

(16)

то есть помножив базовую функцию на корректирующую получим формулу 17

&х

^Ртах- ^чРтт

+36?

Щ

V—V •

Ни ах

(17)

Проанализировав отказы погружного оборудования, фактической причиной выхода из строя которого стало влияние механических примесей, была получена следующая зависимость (рисунок 7).

Как видно из графика зависимость не линейна, то есть механические примеси в добываемой продукции существенно влияют на работу электропогружного оборудования.

15 00

dP.Mll!!

Рисунок 6 - Поверхность ттч - /(Л/3, V,

Содержание мехпримесей, мг/л

Рисунок 7 - Зависимость изменения наработки от содержания механических примесей.

1Ий

м

1_з="11.8 м

Глубина спуска, м

Рисунок 8 - Зависимость наработки УЭЦН Варьеганского

месторождения от глубины спуска. Проведя анализ отказов установок и вычисляя среднюю наработку на отказ установок работающих на различных глубинах, четко увидим тенденцию

к снижению наработки при увеличении глубины спуска насоса (рисунок 8).

500 -----------------

450 ---------' ' ' ----------------

tcHo(Pa) = 84,555е°'0Я6Р1

400 ----- 2 -----------♦ X------

R = 0,8833 ♦ ^^

350 -------------------------------♦--------------

£ 300 ------^^ ♦---

250 ----------„----»4--Т*---------

200 ----------—♦—-5-г---------------------

150 -------

100 ---------------------------------------------

50---------

О --------

Рисунок 9 - Зависимость наработки УЭЦН Варьеганского месторождения от забойного давления.

1 ♦ У

✓ 1-» ч ал Г г г О.ОЯбРч tcHo(P3) = 84,555е

R2 = 0,8833 ♦ ► ^¿г

4

♦

« — . ♦ *

4 »

♦

«►

—

5 7 9 11 13 15 17 19

Забойное давление, МПа

Создание высоких депрессий обуславливает необходимость увеличения напорной характеристики. При низких забойных давлениях (в случае, когда забойное давление ниже давления насыщения), в дополнение к перечисленным факторам проявляется вредное влияние газа на работу насоса. Зависимость наработки на отказ от забойного давления имеет вид (рисунок 9):

Учитывая совокупность факторов влияющих на среднюю наработку на отказ, запишем функцию для определения СНО от данных факторов:

1„=Аттч,Нсп,Р3) (18)

Разделив степень влияния выноса механических примесей из пласта и забойного давления, с учетом глубины спуска погружного оборудования предлагается прогнозировать наработку на отказ следующей зависимостью:

100

%-е

\0.5

+ки

25^-

, Ща ¡ц.

\-0.0515

-с

1-0,45Ъ -^2984

к^заб

-3,1

, (19)

где ^=834 сут.;

шга1„=25 мг/л;

К1Ю=1172,4 сут. - коэффициент снижения наработки от механических примесей;

X =1,62 сут. - коэффициент прироста наработки по отношению к забойному давлению.

На рисунках 10 и 11 представлены поверхности отражающие зависимости средней наработки на отказ от выноса механических примесей, забойного давления и глубины спуска УЭЦН. Таким образом, вышеописанная модель позволяет рассчитывать ожидаемую наработку на отказ на основании выбранных критериев.

юо.оО

500. ОО

Рисунок 10 - Поверхность tn — f{tnm4, Р3 )

jaoM ¿too. 00:

m ■■; ' ;

' :, зоо oo

m. мг/л

15.00

. 20.00 Рз.МПа

300.00

] Ici [=2000 м

Рисунок 11-Поверхность tn - f(jnm4,P3,Hcn)

В четвертом разделе предложены комплексные показатели, позволяющие оценить технико-технологическую эффективность работы глубинного оборудования, а так же предложен метод поиска технических показателей, соответствующих оптимальному режиму работы скважины. Для оценки технологической эффективности работы скважины предлагается использовать показатель, который будет численно отображать взаимосвязь между текущем дебитом скважины и максимально возможным

, _ й

ктх, - 0 , (21)

шах

где ¿щ-технологическая эффективность работы скважины;

2 - фактический или расчетный дебит скважины, м3/сут;

0.тах~ максимально возможный дебит скважины, м3/сут.

Аналогично технологической эффективности предлагается оценить техническую эффективность.

\'Ре,

I

рег

(22)

где ктхн - коэффициент технической эффективности ; /„ - прогнозируемая наработка на отказ, сут; 1рег - принятая норма наработки на отказ предприятием, сут. Так как величина коэффициента- ктн не имеет четких пределов ее необходимо некоторым образом привести к нормированному виду. Для этого будем использовать следующую зависимость

ктхи = 0(ктхн) = е-е^\ (23)

где £ - коэффициент чувствительности к отклонению от регламентированной наработки б [0.05,1].

Интегрированный комплексный показатель технико-технологической эффективности ктт будет равен произведению коэффициентов технической и технологической эффективности, то есть

е

ктт - )•

О • (24)

В процессе оптимизации, анализируя режимы работы скважин, необходимо решить следующие задачи:

- определение возможности увеличения отборов жидкости из скважин;

- увеличения СНО за счет «облегчения» режима работы насосной установки;

- прогнозирование режимов эксплуатации при проектировании интенсивности отборов.

Варьируя факторами, влияющими на среднюю наработку на отказ, исходя из задачи поиска оптимального режима эксплуатации скважины, будет сводиться к целевой функции вида

о ■ (25)

Поиск оптимальных параметров будет сводиться к поиску максимума целевой функции.

(26)

Таким образом, используя детерминированную модель течения жидкости в системе «пласт-скважина-насос- гидравлическая сеть», подставив в нее граничные условия, полученные по результатам вычисления прогнозной наработки на отказ по вероятно- статистической модели, описанной в третьем разделе найдем технические показатели, которые будут соответствовать эффективной эксплуатации, максимальному дебиту с оптимальной наработкой на отказ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:

1. Разработана комплексная модель течения жидкости в системе «пласт-скважина-насос- гидравлическая сеть», позволяющая производить подбор глубинного оборудования в зависимости от характеристик оборудования и геолого-физических свойств пласта.

2. Произведен анализ критериев влияющих на надежность работы глубинного оборудования, определена степень влияния факторов на среднюю наработку на отказ глубинного оборудования. Разработана стахастическая модель, позволяющая прогнозировать надежность работы глубинного оборудования.

3. Разработаны комплексные показатели, которые позволили дать оценку:

- технологическому режиму работы глубинного оборудования

- технической эффективности работы глубинного оборудования.

Разработан метод подбора оптимальной характеристики и схемы

установки оборудования к скважине исходя из поиска максимальной технико-технологической эффективности.

4. Вследствие применения методики подбора глубинного оборудования на Покамассовском месторождении годовая добыча нефти увеличилась на 8,4 тыс.т, средняя наработка на отказ увеличилась с 212 до 276 суток, 14 скважин выведено из часторемонтируемого фонда.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1.Штурн Л.В. Особенности многофазного течения и механизм вытеснения в низкопроницаемых коллекторах // Новые технологии нефтегазовому региону: Сборник научных трудов. - Тюмень, 1998.-С. 107108.

2. Штурн Л.В. Влияние геолого-технологических факторов на продуктивность малодебитных скважин // Научные проблемы ЗападноСибирского региона: Сборник научных трудов.- Тюмень, 1999. - С. 159-160.

3. Штурн JI.В. Анализ существующих методов определения анизотропии пласта // Научные проблемы Западно-Сибирского региона: Сборник научных трудов,- Тюмень, 1999. - С. 147.

4. Штурн Л.В. Повышение продуктивности малодебитных скважин, дренирующих малопроницаемые пласты // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Сборник научных трудов. - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С. 23-24.

5. Штурн Л.В. Гидродинамическое несовершенство системы «перфорированная скважина - пласт» с однородной проницаемостью призабойной зоны // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 1. - С.52-56.

6. Штурн Л.В. Особенности интерпретации результатов исследования гидродинамически несовершенных скважин с учетом притока // Проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Сборник научных трудов. -Тюмень, ТюмГНГУ, 2002. - С. 38.

7. Штурн Л.В. Алгоритм работы скважин, работающих на два продуктивных горизонта / Л.В. Штурн, A.A. Кононенко, A.B. Сорокин, О.В. Войтов // Сборник научных трудов,- Тюмень, ТюмГНГУ, 2007. - С.46.

8. Штурн Л.В. Обоснование величины контура питания скважины II Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сборник научных трудов.-Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. - С. 273-277.

9. Штурн Л.В. Особенности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с низкопроницаемыми коллекторами / Л.В. Штурн, A.A. Кононенко // Территория нефтегаз.- Москва.-№2.- 2008. - С.64-68.

10. Штурн Л.В. Применение численных моделей для оптимального режима работы скважин, оборудованных УЭЦН / Л.В. Штурн, В.В. Завьялов // Территория нефтегаз,- Москва.-№3.- 2009. - С. 70-72.

Соискатель

Л.В. Штурн

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 08.10.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага Ballet. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ № 87.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Штурн, Людмила Валерьевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН

1.1 Обзор известных исследований по эксплуатации ЭЦН ^

1.2 Модели элементов гидросистем продуктивных пластов * ^

1.3 Оптимизация режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН

1.4 Методика подбора УЭЦН

1.5 Подбор УЭЦН с помощью программного обеспечения ^

1.6 Взаимодействие системы насос - гидравлическая сеть

Выводы по разделу

ГЛАВА 2. ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛИ ПЛАСТ - НАСОС

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СЕТЬ

2.1 Уравнение притока с учетом деформации коллектора

2.2 Моделирование рабочей характеристики УЭЦН

2.3 Модель течения жидкости в скважине

2.4 Интегрированная модель пласт - скважина — гидравлическая сеть

Выводы по разделу

ГЛАВА 3. ПОСТРОЕНИЕ ВЕРОЯТНО-СТАТИСТИЧЕСКОЙ

МОДЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН

3.1 Технология производственного процесса

3.2 Анализ отказов УЭЦН

3.3 Оценка факторов влияющих на отказ глубинного оборудования

Выводы по разделу

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН,

ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

4.1 Технико-технологическая оптимизация режима работы скважин

4.2 Расчет оптимального режима работы скважины 128 Выводы по разделу

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики рационального режима эксплуатации электроцентробежных насосов при форсированном отборе жидкости"

Актуальность проблемы

Увеличение степени отбора нефти из недр в настоящее время является одной из главных проблем энергообеспечения. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25 - 0,45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы, не извлекаемые существующими методами разработки достигают примерно 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов интенсификации добычи нефти.

В Российской Федерации на поздней стадии разработки находятся 87 % нефтяных месторождений. В данных условиях форсированный отбор жидкости является одним из широко используемых методов интенсификации добычи нефти.

Применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) становится особенно актуальным. За последние 15 лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами, возросла с 30 до более 70 % от общей добычи нефти в России, но эксплуатация данных установок происходит с значительным количеством осложнений.

Несмотря на многообразие имеющихся методик и программных комплексов подбора УЭЦН к скважине, известных в настоящее время, не всегда удается подобрать типоразмер насоса из-за того, что в расчетах не учитывается изменение многих факторов во времени.

Цель работы

Разработка методики выбора оптимальных показателей работы системы «пласт - скважина - гидравлическая сеть» в условиях взаимовлияния комплекса факторов: технико-технологических характеристик оборудования и геолого-физических свойств пласта.

Основные задачи исследований

1. Создание модели совместной работы пласта с учетом деформации коллектора, оборудования скважины и гидравлической сети.

2. Обоснование оценки эксплуатации и причин выхода из строя электроцентробежных насосов в условиях влияния осложняющих факторов на технологические показатели и надежность эксплуатации.

3. Разработка метода технико-технологической оптимизации режима работы системы «пласт - скважина - гидравлическая сеть», позволяющего подобрать оптимальную характеристику и схему установки электроцентробежного насоса при максимизации межремонтного периода в сочетании с предельными дебитами.

Научная новизна

1. Разработана гидродинамическая модель совместной эксплуатации системы «пласт - скважинное оборудование — гидравлическая сеть», позволяющая оценить допустимые пределы форсирования отборов жидкости из пласта с применением установок УЭЦН.

2. Обоснованы показатели технико-технологической эффективности эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН.

3. Предложен метод, позволяющий найти параметры оборудования скважин, соответствующие выбору рационального режима эксплуатации УЭЦН.

Практическая ценность

Заключается в применении разработанного метода для рационального режима работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов на месторождениях ОАО «Лукойл». Разработанная методика внедрена в учебный процесс по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация результатов исследований

Материалы и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: научно-технической конференции «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 1998); научно-технической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона» (Тюмень, 1999); научно-технической конференции «Проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, 2000); научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтедобыче» (Тюмень, 2002); научно-практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» (Тюмень, 2008).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 10 печатных работ, в том числе одна работа в издании, рекомендованном ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, списка используемой литературы из 104 наименований. Диссертация изложена на 143 страницах машинописного текста, содержит 55 рисунков, 133 формул, 4 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Штурн, Людмила Валерьевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана комплексная модель течения жидкости в системе «пласт — скважина - насос - гидравлическая сеть», позволяющая производить подбор глубинного оборудования в зависимости от гидравлических параметров скважины.

2. Произведен анализ факторов влияющих на надежность работы глубинного оборудования, определена степень влияния факторов на среднюю наработку на отказ глубинного оборудования. Разработана стохастическая модель, позволяющая прогнозировать работу глубинного оборудования.

3. Разработаны комплексные показатели, которые позволили дать оценку:

- технологическому режиму работы глубинного оборудования; технической эффективности работы глубинного оборудования.

Предложена методика подбора УЭЦН к скважине исходя из поиска максимальной технико-технологической эффективности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Штурн, Людмила Валерьевна, Тюмень

1. Алексеев Ю.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов: Дисс. . канд. техн. наук: 05JI5.96. Уфа; Башнипинефть, 2000 г. 103 с.

2. Атакишиев Т.А., Бабаев Р.В., Барьюдин А.А. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов. М.: Недра, 1998. 86 с.

3. Афанасьев В.А., Елизаров А.А. Определение норм набора кривизны ствола скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами. -Тюмень, 1976, Вып 4. - С. 30 - 35. - (Тр. СибНИИНП).

4. Ахмедов М.М. Особенности применения погружных электронасосов на нефтяных промыслах суши Азербайджана // Нефтяное хозяйство. 2006. -№ 1.- С. 122-123.

5. Бабаев Р.В. Влияние технологических параметров скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами, на потребление электрической энергии // Азербайджан, нефтяное хозяйство. -2003.-№6.-С. 52-54.

6. Багманов Ф.А. Изменение спроса на нефтепромысловое оборудование в современных условиях на примере деятельности Альметьевской ЦБПО ЭПУ // Материалы X Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Самара, 2001.

7. Бахир Ю.В. Исследование некоторых энергопоказателей и особенностей энергетической взаимосвязи процессов добычи нефти и закачки воды; Автореф. дисс. . канд. техн. наук. Уфа.

8. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (расчет и конструкция). М: Недра, 1968. - 272 с.

9. Бурение наклонных скважин / Под ред. АГ.Калинина М; Недра, 1990. -348 с.

10. Ю.Васильев Ю.С., Сивохнна К.Б. Бронзов А.С. Допустимые отклонения стволов скважин от проекта. М: Недра, 1963. - 153 с.

11. Вахитов М.Ф. Совершенствование технологии эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными насосами: Дисс. . канд. техн. наук: 05.15.06. Уфа: УНИ, 1974. - 198 с.

12. Вахитов М.Ф. Технологические и горно-геологические ограничения применения УЭЦН в вертикальных и наклонно направленных скважинах. Уфа, 1983. - Вып. 66. - (Тр. Башнипинефть).

13. Вахитова Р.И., Миниахметов A.M., Уразаков К.Р. Влияние технологических параметров на энергопотребление УЭЦН // Нефтепромысловое дело- 2004.- № 12.-С. 26-29.

14. Вахитова Р.И. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // IV Конгресс нефтегазопромышленников России. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Уфа: Монография, 2005. - С. 325 - 328. - (Научные труды).

15. Вахитова Р.И., Зотов А.Н., Уразаков К.Р. Механический компенсатор для снижения уровня вибрации в установках погружных электроцентробежныхнасосов // Нефтепромысловое дело, 2005. - № 10. - С. 34-37.

16. Воевода А.Н., Карапетяно К.В., Коломацкий В.Н. Монтаж оборудования при кустовом бурении скважин. М: Недра, 1987 - 207 с.

17. Волков В.Н. Новые исследования PC отказов УЭЦН // Материалы IX Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». - Альметьевск, 2000.

18. Волков В.Н. Новые принципы повышения износостойкости погружных центробежных насосов типа УЭЦН // Материалы X Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Самара, 2001.

19. Волков В.Н. Повышение износостойкости погружных отечественных центробежных насосов УЭЦН главное направление их совершенствования // Материалы XI Всероссийской технической конференций «Производство и эксплуатация УЭЦН»,- М., 2002.

20. Залятов М.М. Проблемы аварийности на скважинах с УЭЦН в ОАО «Татнефть» / Материалы IX Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН»,- Альметьевск. 2000.

21. Заманский М.А., Кулизаде К.Н., Мовсесов Н.С., Тарасов Д.А., Шишкин О.П. Электроснабжение и электрооборудование нефтяных промыслов. М., Гостоптехиздат., 1959. - 476 с.

22. Зейгман Ю.В. Подбор оборудования и установление режима работы скважин, оборудованных установками ПЦЭН, Методическое руководство к дипломному и курсовому проектированию. Уфа: УГНТУ, 1986. - с. 26.

23. Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров A.JX Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М., Нефть и Газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 256 с.

24. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти.-М., Недра, 1973. 231 с.

25. Калинин А.Г. Искривление скважин. М: Недра, 1974. - 304 с.

26. Калинин А.Г., Васильев Ю.С., Бронзов А.С. Ориентирование отклоняющих систем в скважинах. М: Гостоптехиздат, 1963, - 152 с.

27. Каплан JI.C, Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами М: Недра, 1994. - 190 с.

28. Кашан JI.C. Совершенствование ремонта и эксплуатации установок электроцентробежных насосов // Сер. Машины и нефтяное оборудование -1983. ВЫП. 2.

29. Кнышенко Г.Н. Некоторые вопросы эксплуатации погружных центробежных электронасосов на нефтяных месторождениях Башкирии; Автореф. дисс. . канд. техн. наук: 05, 315. Уфа: Башнипинефть, 1970.

30. Космачева Т.Ф., Губайдулин Ф.Р. Особенности механизма действия деэмульгаторов при разрушении эмульсий // Нефтяное хозяйство — 2005 -№ 12 С. П4 - П7.

31. Кулизаде KJ1. Рациональное использование электрической энергии на нефтяных промыслах.- Баку: Азерб, госуд. издат. 1967 — 262 с.

32. Кулшаде К.Н. Электрооборудование в нефтедобыче. Баку: Азернефтнешр, 1960-531 с.

33. Кутдусов А.Г. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами: Автореф. дисс. . канд. техн. наук: 25.00.17. Уфа: Башнипинефть, 2002. 23 с.

34. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация процесса глубинонасосной нефтедобычи в условиях Башкирии. Уфа. Башкирское книжное издательство 1986 г. - 160 с.

35. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтегазопромыслового оборудования. -Уфа. Башкирское книжное издательство 1983 г. 112 с.

36. Левитский Н.И. Колебания в механизмах: Учеб. пособие для втузов. М: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1988.-336 с.

37. Люшип С.Ф. Валишин Ю.Г. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях Башкирии. // Тр. Башнипинефть. 1989 - Вып. 66. - с. 157-168.

38. Максимов B.JL, Афанасьев В.А., Елизаров А.В. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Сибири // Обзорная информ. М.: ВНИИОЭНГ. - 1981. -Вып. 4. - С. 7-8.

39. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти // Материалы XI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». М, 2002.

40. Минигазимов М.Г., Шарипов AT. К исследованию условий работы электропогружных насосов в нефтяных скважинах месторождений Татарии. -М.: Недра, 1968. Вып. П. - (Тр. ТатНИИ).

41. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003. - 816 с.

42. Мищенко И.Т. Особенности работы погружных центробежных электронасосов на многокомпонентных смесях: Дисс. . канд. техн. наук. -М.: МИНХиГП, 1965.

43. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ. 1978. - Вьп.1. - С. 38 - 42.

44. Молчанов А.Г., Чичеров B.JI. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983.

45. Музипов X.JL, Савиных Ю.А., Дунаев С.А. Акустическая технология снижения вибрации НКТ, оборудованных установками центробежных электронасосов // Нефтяное хозяйство 2005 - № 11 - С. 82-83.

46. Насосы погружные для добычи нефти ЭЦНА, ЭЦНМ / Программа и методика испытаний ЕЮТН.Н.З 54000.П/1. Альметьевск: ОАО «Алнас», 1999. -31 с.

47. Насосы погружные для добычи нефти ЭДНА / Техническое описание ЭЦНА ТО. ЕЮТИ.Н.З 54.000 ТО. Альметьевск: ОАО «Алнас», 1999. - 36 с.

48. Официальный сайт Альметьевского завода погружных электронасосов (AJIHAC) http://www.alnas.iu/htnj/4rus.hlml

49. Пановко ЯГ. Основы прикладной теории колебаний и удара. 4-е изд., персраб. доп.-JI.: Политехника, 1990.-272 с.

50. Патент РФ Л«2241156, F 04D 13/10. Компенсатор для насосно-компрессорных труб / К.Р. Уразаков, И.И,Иконников, A.M. Миниахметов, Ю.Х. Кутлуяров, Р.И.Вахитова, СМ. Алушкина. //Бюл. № 33 2004.

51. Применение погружных центробежных насосных установок для добычи нефти за рубежом // РИТС Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИПОЭНГ, 1982, - Вып. 1 - 43 с.

52. Пузенко В.И., Баландин И.Л. Тетюева Т.В., Куренкова Н.Г. Анализ причин преждевременного отказа ЭЦН и пути повышения их эксплуатационной надежности // Материалы X Всероссийской технической конференции производство и эксплуатация УЭЦН. Самара. - 2001.

53. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами / B.C. Евченко, МП. Захарченко, Я.М. Каган и др. М.: Недра, 1986 - 278 с.

54. РД 03-00147275-065-2001 Глубшшонасоспое оборудование. Методика подбора. Уфа: БашНИПИнефть, 2001. - 81 с.

55. РД 39-0147276-246-88р, Технологические требования для проектирования оптимального профиля и определение количества насосных наклонно направленных скважин на кусте нефтяного месторождения. Уфа: Башнипинефть. 1988. - 25 с.

56. Система акустического контроля уровня жидкости в скважинах Микон мод. МС-101 .Паспорт. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ТОО Маркетинг Сервис, г. Набережные Челны.

57. Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н. Исследование предельных состояний ресурсоопределяющих элементов УЭЦН // Материалы XI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». М., 2002.

58. Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н. Прочность и износостойкость насосов (расчет, испытания, технология) // Материалы IX Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск, 2000.

59. Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н., Мухамадеев К.Г. Исследования и пути повышения ресурса работы некоторых элементов УЭЦН // Материалы VIII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 1999.

60. Смирнов Н.И., Гринберг В.А., Смирнов Н,Н. Повышение ресурса УЭТДН // Материалы X Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Самара, 2001.

61. Сопротивление материалов: Учебник для вузов / Под общ. ред. П.С. Писаренко 4-е изд., перераб. и доп. Киев: Высшая школа. Головное изд-во, 1979.-696 с.

62. Справочник по электроснабжению промыиленных предприятий изд. в 2 т. / Под ред. Федорова А.А. и Сербиновского ГВ., т.2 Технические сведения об оборудовании, М. Энергия, 1974. 528 с.

63. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири / М.Н. Сафиуллин, В.И., Белов П.В. Емельянов и др. -М: ВНИИОНГ, 1987.

64. Сушон Л.Я., Емельянов В.П., Муллагалиев Р.Т. Управление искривлениемнаклонных скважин в Западной Сибири М: Недра, 1938.-124 с.

65. Счетчики электрические. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОПТ. 140.002.ЛЭМЗ.

66. Счетчик жидкости турбинный ТОР-1-50. Паспорт Ха 2.833 034 ПС-Октябрьский: ОАОАКОЗНА, 1988.

67. ТУ 3381-026-21945400-97 Двигатели асинхронные погружные унифицированные серии ПЭД модернизации М.-Альметьевск: ОАО «Алнас»,1998. 42 с.

68. ТУ 3631-025-21945400-97 Насосы погружные центробежные для добычи нефти ЭЦНА. Альметьевск: ОАО «Алнас», 3997.-103 с.

69. Уразаков К.Р., Богомольский Е,И., Сейтпагамбетов Ж.С. Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: Недра, 2003. - 302с.

70. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно-направленных насосных оснажин, М,: Недра, 1993.- 169 с.

71. Уразаков К.Р. Проблемы эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири и пути их решения // Нефт. Хоз-во. 1995. № 12.

72. Установки погружных центробежных насосов Алнас / Инструкция по эксплуатации УЭЦНА ИЭ ЕЮТН.Н.354 ООО ИЭ. Альметьевск: ОАО «Алнас»,1999.-55 с.

73. Установка автоматизированная групповая «Спутник». Руководство по эксплуатации ПДРК 611136.005РЭ. Октябрьский: ОАО АК ОЗНА, 1988.

74. Хисамутдинов Н.И. Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И, Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М; ВНИИОЭНГ, 2001. - 181 с.

75. Пелковников Е. Л. Анализ причин аварий на скважинах, оборудованных УЭЦП в ОАО «Сургутнефтегаз» // Материалы IX Всероссийской техническойконференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Альметьевск, 2000.

76. Шумилов В.А. и др. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири, Обзор, ииформ. сер. «Нефтепромысловое дело» - 1989. -№ 19.

77. Шпилевой В.А. Оптимизация формирования и совершенствование энергоснабжения нефтегазодобычи: Автореф. Дисс. . докт. техн. наук. Тюмень, 1993.

78. Ларонов В.Я. Автоматизация работы основного оборудования и проблемы энергосбережения на объектах нефтегазодобычи, Альметьевск; «ТатАСУнсфть» АО «Татнефть», 1988. - 330 с.

79. Цыкин И.В. Эксплуатация УЭЦН на промыслах Тюменской нефтяной компании. Опыт, проблемы, перспективы. // Материалы XI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН», М. 2002.

80. Хасилев В.Я., Светлов К.С., Такайшвили М.К. Метод контурных расходов для расчета гидравлических цепей. Иркутск, Москва: СЭИ СО -ВИНИТИ АН СССР, 1968, № 339-68 .- 110 с.

81. Койда Н.У. Гидравлический расчет кольцевых трубопроводов методом сечений. — Теплоэнергетика, 1962, № 9, С. 66-68.

82. Минский Е.М., Максимов Ю.И. Основы расчета сложных газосборных сетей на ЭВМ. Газовая промышленность, 1962, № 10, С. 9-12.

83. Васильченко М.П. Расчет кольцевых водопроводных сетей путем нахождения полных поправочных расходов. Изв. вузов. Строительство и архитектура, 1964, № 6, С. 80-90.

84. Блан А. Е. Универсальный метод гидравлического увязочного расчета кольцевых водопроводных сетей. Изв. вузов. Строительство и архитектура, 1964, № 4, С. 69-73.

85. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень, 2007. ОАО Тюменский дом печати. 664 с.

86. Толстов Ю.Г. Применение метода электрического моделирования физических явлений к решению некоторых задач подземной гидравлики //1. CP f)

87. Журнал техн. физики, том XII, вып. 10, 1942, С. 20-25.

88. Светлов К.С., Сиалер В.Г., Юдкин Э.Л., Романов А.Л. О методах гидравлических испытаний водяных тепловых сетей. — Электрические станции, 1971, № 11. С. 39^11.

89. Шифринсон Б. Л. Основной расчет тепловых сетей. М.; Л.: Госэнергоиздат, 1940, 188 с.

90. Гениев Н.Н. Примеры расчета водопроводов. М.; Л.: Госиздат, 1930, 127 с.

91. Меренков А.П., Хасилев В.Я. Расчет разветвленных тепловых сетей на основе их оптимизации с использованием ЭВМ. Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук, 1963, № 10, вып. 3, С. 42^18.

92. Стрекалов А.В. Имитационное математическое моделирование гидросистем поддержания пластового давления. Межвузовский сборник научных трудов «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири». Тюмень, 2002.

93. Стрекалов А.В. Особенности задач расчета в управлении сложных гидравлических систем. «Нефть и Газ» 3/2007, С. 17-28.

94. Сумароков С.В., Меренкова Н.Н., Храмов А.В. и др. Проектирование систем групповых водопроводов с применением методов дискретной оптимизации. Науч. труды Всесоюз. объединения Союзводпроект, 1981, № 56, С. 62-68.

95. Стрекалов А.В. Вопросы управления и оптимизации гидросистем поддержания пластового давления. Сборник научных трудов региональной научно-практической конференции: «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири», Том 1, 2005. С. 88-101.

96. Бочканов Сергей, Быстрицкий Владимир, http ://alglib. sources .ru/ optimization/.

97. Бочканов Сергей, Быстрицкий Владимир, http://alglib.sources.ru/optimization/lbfgs.php.

98. Бочканов Сергей, Быстрицкий Владимир, http://alglib.sources.ru/optimization/lbfgsb.php.