Оптимизация режимов работы установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти

Оптимизация режимов работы установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти

Оптимизировать установившиеся режимы работы УЭЦН с регулируемым электроприводом

1. Рассмотреть перспективы и экономическую целесообразность применения регулируемого электропривода в структуре УЭЦН.

2. Сформулировать задачу оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН с обоснованием критерия, параметров оптимизации и ограничений.

3. Провести системный анализ параметров определяющих показатели работы УЭЦН и выявить наиболее значимые факторы

4. Разработать математическую модель УЭЦН, учитывающую основные технологические и технические параметры

5. Разработать алгоритм; управления, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН

6. Оценить эффективность разработанного алгоритма путем имитационного моделирования и экспериментальных испытаний на скважине.

Методы исследования, используемые в работе:

Рекомендуется использовать принципы системного анализа, теории управления, теории оптимизации; математическое моделирование гидромеханических и электротехнических систем, метод планирования эксперимента; программные средства RosPump и MatLab с приложениями Simulink и Power System Blockset; экспериментальные исследования УЭЦН на основе наблюдений в процессе эксплуатации.

Нефтедобывающая отрасль играет огромную роль в экономике России, в связи с чем повышение эффективности нефтедобычи (снижение затрат ресурсов на поддержание функционирования нефтедобывающего комплекса) является актуальной задачей.

Нефтедобыча характеризуется высоким уровнем энергоемкости -расходы на электроэнергию составляют от 30 до 50 % от общей суммы затрат. Следует отметить, что в западных странах эти затраты составляют только 10 % издержек на добываемое сырье. Очевидно, что в условиях непрерывного роста тарифов на электроэнергию доля затрат на электроэнергию при нефтедобыче будет возрастать.

Увеличение издержек связано также с изменением состояние сырьевой базы, качеством запасов на разрабатываемых и открываемых месторождениях, ухудшением условий нефтедобычи (высокие газовый фактор, обводненность, давление насыщения и вязкость откачиваемой продукции). Большая часть месторождений с активными запасами находится на последней стадии разработки, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов (в отечественной базе она составляет порядка 60-70 %), для вновь открытых месторождений характерны низкие показатели нефтенасыщенности и проницаемости пород коллекторов.

В связи с обозначенными проблемами значение исследований, направленных на решение задачи оптимизации технологии нефтедобычи, возрастает. Актуальность проблемы подтверждается рядом целевых программ, в том числе Федеральной программой «Энергоэффективная экономика» с отдельным разделом «Нефтедобывающий комплекс».

Повышение эффективности работы нефтедобывающих предприятий осуществляется за счет организационно-управленческих и технических мероприятий. При этом важное место занимают вопросы совершенствования электротехнических комплексов (ЭТК), используемых в технологической системе нефтедобычи.

Мероприятия, по усовершенствованию ЭТК направлены на сбережение электроэнергии за счет повышения энергетических показателей комплексов; модернизацию оборудования; оптимизацию функциональных характеристик ЭТК и режимов их работы, обеспечивающих повышение добывных возможностей скважины, надежности и долговечности. При этом совершенствованию, в первую очередь, подлежат ЭТК, потребляющие наибольшее количество электроэнергии. К таким комплексам относятся установки механизированной добычи нефти.

Одним из основных средств механизированной добычи нефти являются установки с электроцентробежными насосами (УЭЦН). В .РФ около 35 % всех нефтяных скважин оснащены УЭЦН, ими обеспечивается основной объем добычи жидкости и нефти (более 65 %). В Западной Сибири с использованием УЭЦН добывается до 90 % нефти, количество скважин, оборудованных УЭЦН, превышает 20 тысяч штук. Тенденция возрастающего использования УЭЦН, по всей видимости, сохранится.

Существенный вклад в исследование проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН внесли многие ученые и промысловые работники: Ю.А. Балакирев, А.А. Богданов, А.Н. Дроздов, Г.З. Ибрагимов; В.Н. Ивановский, П.Д. Ляпков, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко и другие.

За последние годы достигнуты значительные успехи в разработке оборудования для нефтегазовой отрасли — повысились их надежность и производительность, облегчены условия эксплуатации. Развитие информационных технологий привело к созданию совершенных программных продуктов по подбору оборудования. Тем не менее даже качественный подбор оборудования не гарантирует оптимального функционирования ЭТК в связи с неточностью исходных данных и изменчивостью условий их эксплуатации.

Данное обстоятельство приводит к необходимости регулирования производительности ЭТК с целью оптимизации технологического режима.

Традиционные способы регулирования производительности насосных установок (дросселирование напорных линий насосов, регулирование напряжения вторичной обмотки трансформатора, изменение общего числа работающих агрегатов по одному из технологических параметров) практически не учитывают энергетические аспекты, что приводит к нерациональному использованию потребляемой электроэнергии.

Результаты исследований зарубежных и отечественных ученых показывают, что задача может быть решена за счет использования регулируемого электропривода. Высокая эффективность применения такого электропривода для оптимизации режимов работы различных технологических систем подтверждена многолетним мировым опытом.

Важный вклад в теорию и практику регулируемого электропривода внесли: А .Я. Бернштейн, Н.Ф. Ильинский, В.И. Ключев, М.П. Костенко, Б.С. Лезнов, Г.Б. Онищенко, А.С. Сандлер, Р.С. Сарбатов и другие.

Решением проблемы повышения эффективности эксплуатации УЭЦН с электроприводом на базе асинхронного двигателя занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи: В.А. Ведерников, М.С. Ершов, A.M. Зюзев, В.Н. Ивановский, Б.Г. Меньшов, А.Д. Яризев, Kloeppel F., Drehsler Р. и другие.

Однако, несмотря на наличие публикаций по данной проблеме, можно констатировать, что вопросы оптимизации работы УЭЦН с регулируемым электроприводом в скважинных условиях изучены пока не достаточно полно. Существующие системы управления работой ЭТК нельзя в полной мере рассматривать как интеллектуальные, так как они не обеспечивают принятия решения по установлению наиболее рациональных параметров технологического режима для условий, сложившихся в определенный момент времени. Задачи, решаемые системами управления, сводятся в основном к сбору информации и передаче ее на верхний уровень управления.

В связи с вышесказанным можно заключить, что в настоящее время потенциал оптимизации технологии нефтедобычи за счет управления не исчерпан.

В связи с развитием и внедрением в компаниях нефтяной отрасли многоуровневых информационных систем, технологий искусственного интеллекта, новых методов контроля и диагностики параметров, измерительных средств и мощных микропроцессорных контроллеров создаются условия для разработки эффективных алгоритмов автоматического управления ЭТК, позволяющих оптимизировать технологический процесс добычи нефти и получать значительный экономический эффект.

Введение.

ГЛАВА 1 ВЫБОР СТРУКТУРЫ УЭЦН.

1.1 Технологическая система добычи нефти.

1.2 Оборудование добывающей скважины.

1.3 Пути повышения эффективности эксплуатации УЭЦН.

1.4 Преимущества и перспективы применения регулируемого электропривода в УЭЦН.

1.5 Оценка эффективности применения регулируемого электропривода в

УЭЦН.

Выводы.

2.1 Задача управления УЭЦН.

2.2 Задача оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН.

2.2.1 Критерий оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН.

2.2.2 Параметры и ограничения задачи оптимизации установивщихся режимов работы УЭЦН.

2.3 Модели и методы решения задачи управления УЭЦН.

2.4 Технические средства управления УЭЦН.

Выводы.

3.1 Выбор среды моделирования.

3.2 Математические модели программы RosPump.

3.2.1 Расчет физико-химических свойств флюидов и модель потока.

3.2.2 Модель притока жидкости.

3.2.3 Модель скважины.

3.2.4 Модель насоса.

3.3 Моделирование электромеханической подсистемы УЭЦН.

3.3.1 Математическая модель источника

3.3.2 Математическая модель скважинного трансформатора.

3.3.3 Математическая модель двигателя.

3.3.4 Математическая модель тепловых процессов двигателя.

3.3.5 Математическая модель кабельной линии.

3.3.6 Математическая модель электромеханической подсистемы

УЭЦН.

Выводы.

4.1 Выбор структуры преобразователя частоты и способа регулирования электропривода.

4.2 Синтез модели УЭЦН.

4.2.1 Синтез модели гидромеханической подсистемы.

4.2.2 Синтез модели электромеханической подсистемы.

4.3 Структура и алгоритм управления УЭЦН.

Выводы.

Расширенный список рекомендуемой литературы:
1. Агеев Ш.Р. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации / Ш.Р. Агеев, А.В. Берман,

2. A.M. Джалаев, А.Н. Дроздов, А.Г. Кан, В.Н. Маслов // Техника и технология добычи. Проблемы и пути их решения: Труды III науч.-практ. конф. — Нефтеюганск, 2005.

3. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. М.: Наука, 1976. -279 с.

4. Аррилага Дж. Гармоники в электрических системах / Дж. Аррилага, Д. Брэдли, П. Боджер; пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 320 с.

5. Белоусенко И.В. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике нефтегазовой промышленности / И.В. Белоусенко, Г.Р. Шварц, С.Н. Великий, М.С. Ершов, А.Д. Яризов. М.: ООО «Недра-Бизнессцентр», 2007. - 478 с.

6. Беспалов В.Я. Перспективы создания отечественных электродвигателей нового поколения для частотно регулируемого электропривода // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. — 2006. № 3. ~ С. 3-14.

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

8. Борисов Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю.П. Борисов, З.К. Рябинина,

9. B.В. Воинов. М.: Недра, 1976. - 285 с.

10. Бочарников В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом. — Тюмень: «Вектор Бук», 2003. — 336 с.

11. Браславский И.Я. Сравнительный анализ способов регулирования подачи центробежных насосов / И.Я. Браславский, A.M. Зюзев, Н.П. Трусов // ЭП. Электропривод. 1983. - № 2 (112). - С. 8-10.

12. П.Бруслова О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным // Изв. вузов. Нефть и газ. — 1998. — № 6. — С. 23.

13. Важнов А.И. Электрические машины. — Л.: Энергия, 1968. — 768 с.

14. Ведерников В.А. Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок: Автореф. дис. д-ра техн. наук. Тюмень, 2006. - 32 с.

15. Ведерников В.А. Оптимизация системы электропривода погружного насоса / В.А. Ведерников, О.А. Лысова // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. — № 5. - С. 88-92.

16. Ведерников В.А. Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / В.А. Ведерников, Г.Я. Григорьев, Д.В. Евсеенко // Энергетика Тюменского региона. 2002. - № 1. - С. 18-24.

17. Владимирова Э.В. Методика расчета совместной работы пласта и погружного центробежного насоса на ЭЦВМ «Минск-32» / Э.В. Владимирова, Л.Г. Зайцева, Р.Ш. Шакиров // Тр. ТатНИПИнефть. — Бугульма, 1971. Вып. 19. -С. 146-159.

18. Вольдек А.И. Электрические машины. — Л.: Энергия, 1978. 832 с.

19. Временное методическое руководство по расчету режимов скважин, эксплуатируемых глубинными насосами (ЭЦН и ШГН). Уфа: БашНИПИнефть, 1976. - 114 с.

20. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Уфа, 2005. 20 с.

21. Гинзбург М. История одного изобретения / М. Гинзбург, В. Павленко, Р. Камалетдинов // Нефтегазовая Вертикаль. — 2006. № 12. - С. 88-89.

22. Гопан А.И. Пакет прикладных программ для оптимизации работы системы «насос-скважина» / А.И. Гопан, В.Н Филлипов. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1984. 6 с.

23. ГОСТ 18058-80 Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые погружные серии ПЭД. Технические условия. — М.: ИПК Изд-во стандартов, 1987. 37 с.

24. ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний. — М.: ИПК Изд-во стандартов, 1987. — 32 с.

25. ГОСТ 30195-94 Электродвигатели асинхронные погружные. Общие технические условия. Минск: Межгосударственный Совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1994. — 31 с.

26. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: ИПК Изд-во стандартов, 1998. - 32 с.

27. Григорьев Г.Я. Повышение эффективности управления энергетическими комплексами в нефтегазодобыче: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2005. — 23 с.

28. Гусейнов Ф.Г. Планирование эксперимента в задачах электроэнергетики / Ф.Г. Гусейнов, О.С. Мамедяров. М.: Энергоатомиздат, 1988.- 150 с.

29. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. — М.: Недра, 1975. — 165 с.

30. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: Дис. канд. техн. наук: 25.00.17. — 160 с.

31. Домбровский В.В. Асинхронные машины: теория, расчет, элементы проектирования / В.В. Домбровский, В.М. Зайчик. — JL: Энергоатомиздат, 1990. -368 с.

32. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. -360 с.

33. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: Дис. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982.-212 с.

34. Дьяконов В .П. Matlab 6: Учебный курс. СПб.: Питер, 2001. - 592 с.

35. Ерка Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2006. — 24 с.

36. Зозуля Ю.И. Интеллектуальный нефтепромысел реального времени / Ю.И. Зозуля, И.Д. Кизина, В.А. Алабужев / Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе: Материалы науч.-практ. конф. — Уфа: Нефтеавтоматика, 2007. С. 26-28.

37. Зюзев A.M. Развитие теории и обобщение опыта разработки автоматизированных электроприводов агрегатов нефтегазового комплекса: Дис. д-ра техн. наук: 05.09.03. Екатеринбург, 2004. - 347 с.

38. Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений: в 4 т. / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, А.Г. Телин, А.Р. Латыпов, Т.А. Исмагилов. М.: ВНИИОЭНГ. 1994. - Т. 2 -275 с.

39. Ивановский В.Н. Комплексная система диагностики работоспособности скважинных насосных установок / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов, А.А. Сабиров, С.С. Пекин // РНТЖ Нефтепромысловое дело. — 1997. — № 11.

40. Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей // Производство и эксплуатация УЭЦН: Докл. XII Всеросс. техн. конф. — Альметьевск, 2004.

41. Ивановский В.И. Новые возможности ПК «Автотехнолог» // Нефтяная вертикаль, 2006. -№12. С. 100-102.

42. Ивановский В.Н. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти / В.Н. Ивановский, С.С. Пекин, А.А. Сабиров М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» ГУП Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 256 с.

43. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин: Дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977. - 192 с.

44. Ильинский Н.Ф. Электропривод: энерго- и ресурсосбережение / Н.Ф. Ильинский, В.В. Москаленко. — М.: Издательский центр «Академия», 2008.-208 с.

45. Ильинский Н.Ф. Энергосберегающий электропривод насосов / МЭИ. -С. 3-8.

46. Ильинский Н.Ф. Энергосбережение в центробежных машинах средствами электропривода // Вестник МЭИ, 1995. № 1. - С. 53-62.

47. Казачковский Н.Н. Определение параметров и характеристик асинхронных двигателей по данным каталога и опыта холостого хода / Н.Н. Казачковский, В.Б. Зворыкин, В.К. Козлов // Промышленная энергетика. — 1988. -№ 10.

48. Клейменов В.Ф. О расчете коэффициента продуктивности скважин, оборудованных глубинными насосами, типа УЭЦН // Нефтепромысловое дело. -1977.-№9.-С. 42-43.

49. Ключев В.И. Теория электропривода. — М.: Энергоатомиздат, 1985. —560 с.

50. Ковалев В.З. Моделирование электротехнических комплексов и систем как совокупности взаимодействующих подсистем различной физической природы: Дис. д-ра техн. наук. Омск, 2000. - 312 с.

51. Козаченко В.Ф. Создание высокопроизводительных встраиваемых микроконтроллерных систем управления для современного комплектного электропривода: Автореф. дис. д-ра техн. наук. М., 2007. - 40 с.

52. Козлов В.В. Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2009. — 18 с.

53. Комелин А.В. Интеллектуальная автоматизированная система управления установкой электроцентробежного насоса: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2006. — 20 с.

54. Копылов И.П. Математическое моделирование электрических машин. -М.: Высш. шк., 2001.-327 с.

55. Кучумов P.P. Информационно-программное обеспечение процесса гидродинамического моделирования притока жидкости к несовершенной скважине: Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2007. - 20 с.

56. Лезнов Б.С. Применение регулируемого электропривода в насосных установках систем водоснабжения и водоотведения / Б.С. Лезнов, В.Б. Чебанов // Электротехника, 1995. № 7. - С. 9-12.

57. Лезнов Б.С. Энергосбережение и регулируемый привод в насосных и воздуходувных установках. М.: Энергоатомиздат, 2006. — 360 с.

58. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 7. — С. 9-13.

59. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800 // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 2. - С. 43-49.

60. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов // Тр. ВНИИ им. Крылова. М., 1964. -Вып. 41.-С. 71-107.

61. Меньшов Б.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности / Б.Г. Меньшов, И.И. Суд, А.Д. Яризов. М.: Недра, 1990. - 364 с.

62. Меньшов Б.Г. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности / Б.Г. Меньшов, М.С. Ершов, А.Д. Яризов. М.: Недра, 2000. - 488 с.

63. Методика расчета норм расхода электрической энергии на добычу нефти. 1983.-64 с.

64. Минигазимов М.Г. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100 / М.Г. Минигазимов, А.Г. Шарипов, Ф.Л. Минхайров // Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1971. - Вып. 15. - С. 157164.

65. Митюков А.А. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов / А.А. Митюков, О.Р. Искандаров // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 11. — С. 26-27.

66. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М: Недра, 1989. — 245 с.

67. Мощинский Ю.А. Определение параметров схемы замещения асинхронной машины по каталожным данным / Ю.А. Мощинский, В.Я. Беспалов В.Я., А.А. Кирякин // Электричество. 1998. - № 4. - С. 38-42.

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

69. Нагиев Али Тельман Оглы. Разработка и исследование технологии добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт: Автореф. дис. канд. техн. наук. — Тюмень, 2006. — 24 с.

70. Налимов В.В. Статистические методы планирования экстремальных экспериментов / В.В. Налимов, В.А. Чернова. — М.: Наука, 1965. — 340 с.

71. Непомнящий М.А. Погружные электродвигатели для скважинных насосов / Отв. редактор И.Я. Шор. Кишинев: ШТИИНЦА, 1982. - 168 с.

72. Нефтегазовая Вертикаль. 2006. - № 12.

73. Нефть, газ и газовый рынок / http: // www.ngfi-.ru/ngd.html7neftl4.

74. Никифоров А.Д. Разработка адаптивной системы управления частотно регулируемого электропривода: Дис. канд. техн. наук: 05.09.03. Москва, 2005.-126 с.

75. Норенков И.П. Введение в автоматизированное проектирование технических устройств и систем: учебное пособие. — М.: Высшая школа, 1986. — 304 с.

76. Онищенко Г.Б. Электропривод турбомеханизмов / Г.Б. Онищенко, М.Г. Юньков. -М.: Энергия, 1972.-240 с.

77. Оттерпол Г. Технические и экономические аспекты применения энергосберегающих электроприводов в насосных и вентиляторных механизмах (из опыта работы фирмы «Elpo FG», Германия) / Г. Оттерпол, Р. Хюбнер // Электротехника. 1995. -№ 7. - С. 12-16.

78. Павлов И.В. Системы прямого адаптивного управления / И.В. Павлов, И.Г. Соловьев. -М.: Наука, 1989. 136 с.

79. Полак Э. Численные методы оптимизации: Единый подход: пер. с англ. / Э. Полак; под ред. И.А. Вателя; пер. с англ. Ф.И. Ерешко. — М.: Мир, 1974.-376 с.

80. Полищук В.В. Исследование высших гармоник при регулировании УЭЦН с помощью преобразователей частоты /В.В. Полищук, Д.В. Евсеенко,

81. B.Б. Прохорова // Энергетика Тюменского региона. — Тюмень: НТЦ «Энергосбережение», 2001. — № 4. С. 35-37.

82. Помвин Е.В. Новые технологии в производстве ПЭД // Установки для добычи и перекачки пластовой жидкости. Проблемы, решения, сервис: Труды науч.-практ. конф. Пермь: Новомет, 2006.

83. Разработка нефтяных месторождений. Т. 2 «Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин» / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов,

84. C.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, А.Г. Телин, А.Р. Латыпов, Т.А. Исмагилов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 205 с.

85. Реклейтис Г. Оптимизация в технике: В 2-х кн. Кн. 1. Пер. с англ. / Г. Реклейтис, А. Рейвиндран, К. Рэгсдел. М.: Мир, 1986. — 350 с.

86. Реклейтис Г. Оптимизация в технике: В 2-х кн. Кн. 2. Пер. с англ. / Г. Реклейтис, А. Рейвиндран, К. Рэгсдел. М.: Мир, 1986. - 320 с.

87. Сандлер А.С. Автоматическое управление асинхронными двигателями / А.С. Сандлер, Р.С. Сарбатов. М.: Энергия, 1974. - 328 с.

88. Сарач Б.М. Энергосберегающая насосная станция (опыт практической реализации) / Б.М. Сарач, А.Ю. Зиновьев и др. // Вестник МЭИ. 1995. - № 1. — С. 63-66.

89. Сипайлов В.А. Индивидуальная компенсация реактивной мощности // Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования: Материалы Всеросс. науч.-техн. конф. Томск: Изд-во ГНУ, 2006.-С. 152-155.

90. Сипайлов В.А. Математическое моделирование электротехнического комплекса механизированной добычи нефти / Наука, технологии, инновации: Труды Всеросс. науч. конф. Новосибирск, 2008. С. 46-47.

91. Сипайлов В.А. Применение схем индивидуальной компенсации реактивной мощности в нефтедобывающей отрасли // Электрика. № 3. — 2006. -С. 19-21.

92. Сипайлов В.А. Применение управляемого электропривода в установках с электроцентробежным насосом добычи нефти // Электромеханические преобразователи энергии: Материалы международной научно-технической конференции. Томск: Изд-во ТПУ, 2007. - С. 311-313.

93. Сипайлов В.А. Способы повышения энергоэффективности установок электроцентробежных насосов механизированной добычи нефти / В. А. Сипайлов, В.Г. Букреев, Н.Ю. Сипайлова // Известия вузов. Проблемы энергетики. Казань. -№ 7-8/1, 2008. - С. 31-41.

94. Система погружной телеметрии «Электон ТМС»: Руководство по эксплуатации ЦТКД 023 РЮ. — Радужный (Владимирская обл.), 2004. — 15 с.

95. Смородов Е.А. Методы повышения надежности и эффективности технологического и энергетического оборудования добычи и транспорта нефти и газа: Дис. д-ра техн. наук: 05.02.13, 05.26.03. — Уфа, 2004. -317 с.

96. Соколовский Г.Г. Электроприводы переменного тока с частотным регулированием. — М.: Издательский центр «Академия», 2007. — 272 с.

97. Соловьев И. Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы // Вестник кибернетики. — Тюмень, 2004. Вып. 3. - С. 136-138.

98. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. К.Ш. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.

99. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС. / Под ред. А.О. Атепаева. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», 2001. - 316 с.

100. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. — 2-е изд., стереотипное. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. — 455 с.

101. Станция управления «Электон-05» / Руководство по эксплуатации. ЗАТО, г. Радужный, Владимирская обл., 2005. - 72 с.

102. Станчу И. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий в каналах рабочих органов погружных центробежных насосов / И. Станчу, П.Д. Ляпков // Нефтепромысловое дело. 1976. -№ 2. — С. 25-28.

103. Техническое описание компьютерной программы подбора погружного оборудования. Уфа, 2006. — 70 с.

104. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам УМП ЭЦН-79 / В.Н. Филиппов, Ш.Р. Агеев, Г.А. Гендельман, А.И. Гопан, Г.Е. Горькова. -М.: ОКБ БН, 1979. 169 с.

105. Усольцев А.А. Частотное управление асинхронными двигателями: Учебное пособие. СПб.: СПбГУ ИТМО, 2006. - 94 с.

106. Филиппов В.Н. Библиотека программ «Электронасос» // РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. — 1977. — № 12. -С. 11-15.

107. Фролов С.В. Вопросы анализа надежности УЭНЦ при интенсификации добычи нефти / С.В. Фролов, Д.В. Маркелов // НТЖ. Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. М.: Нефть и газ, 2002.-№2.

108. Фролов С.В. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем разработки и внедрения методики подбора и оптимизации работы оборудования: Дис. канд. техн. наук: 05.02.13. М., 2005. - 139 с.

109. Хачатурян В.А. Управление электроснабжением нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения регулируемого электропривода. СПб.: СПбГТУ, 2002. - 64 с.

110. Чертов Р.А. Математическое моделирование электротехнического комплекса «установка электроцентробежного насоса» нефтегазодобывающих предприятий: Дис. канд. техн. наук: 05.09.03. Омск, 2005. — 181 с.

111. Чичеров А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983.-312 с.

112. Шершнев А. Станции управления насосами нефтедобычи -интеллект нарастает! // Нефтегазовая Вертикаль. № 12. - 2006. - С. 104-105.

113. Ярыш Р.Ф. Повышение эффективности работы электротехнических комплексов предприятий нефтедобычи: Дис. канд. техн. наук: 05.09.03. -Чебоксары, 2003. 185 с.

114. An Analysis of application of submersible electric pumping systems in the Santa Barbara channel. Report/ TRW Reda Pumps. USA, 1972. - 66 p.

115. Beggs DH Production Optimization Using NODAL Analysis. OGGI Publication, Tulsa, 1991.

116. Положительное решение по заявке на полезную модель № 2009122263/22(030778). Система оптимального управления установкой электроцентробежного насоса / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев , Н.Ю. Сипайлова. Заявлено 10.06.09.

117. Сипайлов В.А. Оптимальное управление установкой электроцентробежного насоса с частотно регулируемым асинхронным приводом / В.А. Сипайлов, В.Г. Букреев , Н.Ю. Сипайлова // Известия ВУЗов. Электромеханика. №4. - 2009. - С. 66-69.