Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Аварийные отказы оборудования УЭЦН и разработка мероприятий по их устранению

Диссертация: Аварийные отказы оборудования УЭЦН и разработка мероприятий по их устранению
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Анализ полетов УЭЦН по узлам в зависимости от геологических факторов и математическое описание процесса дали возможность получить информацию о степени влияния геологических факторов на аварийность. Неожиданным оказался результат о влиянии обводненности на аварийность оборудования насосной компоновки. При этом выявили, что содержание воды в нефти в диапазоне обводненности неоднозначно влияет… Читать ещё >

Аварийные отказы оборудования УЭЦН и разработка мероприятий по их устранению (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ О СОСТОЯНИИ АВАРИЙНОСТИ УСТАНОВОК ЭЦН
    • 1. 1. Обзор работ, освещенных в литературных источниках
    • 1. 2. Состояние аварийности оборудования УЭЦН по промысловым данным в ОАО СНГДУ
  • 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АВАРИЙНЫХ ОТКАЗОВ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН
    • 2. 1. Причины возникновения вибрации и резонанса в установках УЭЦН
    • 2. 2. Анализ причин межсекционных расчленений насосной компоновки УЭЦН."
      • 2. 2. 1. Методы расчета шпилек, соединяющих секции и узлы насосной компоновки установки ЭЦН
      • 2. 2. 2. Расчет запаса прочности по нормальным напряжениям
      • 2. 2. 3. Оценка запасов прочности по изгибным напряжениям
      • 2. 2. 4. Оценка запасов прочности по касательным напряжениям
      • 2. 2. 5. Эквивалентный запас прочности при расчете шпилек
      • 2. 2. 6. Проектирование шпильки
      • 2. 2. 7. Способ выравнивания нагрузки по виткам резьбы
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ НА АВАРИЙНОСТЬ УЭЦН
    • 3. 1. Влияние геологических факторов на аварийность скважинного обору дованияУЭЦН
      • 3. 1. 1. Зависимость числа аварий от содержания механических примесей в добываемой продукции
      • 3. 1. 2. Зависимость числа аварий от содержания воды в добываемой продукции
      • 3. 1. 3. Зависимость числа аварий от содержания свободного газа на входе в насос
      • 3. 1. 4. Расчет содержания газа на приеме насоса
      • 3. 1. 5. Математическое описание влияния факторов на аварийность УЭЦН
    • 3. 2. Влияние технологических факторов на аварийность УЭЦН
      • 3. 2. 1. Зависимость числа аварий от глубины спуска ЭЦН
    • 3. 2. 2 Зависимость числа аварий от глубины погружения насоса под динамический уровень
      • 3. 2. 3. Зависимость числа аварий от динамического уровня
    • 3. 3. Влияние факторов, обусловленных конструкциями скважины и установок погружных центробежных насосов
      • 3. 3. 1. Анализ аварийных отказов по заводам — изготовителям
      • 3. 3. 2. Отказы импортного оборудования
      • 3. 3. 3. Влияние конструкций осевых опор и радиальных подшипников вала насоса на аварийность
      • 3. 3. 4. Зависимость числа аварий от группы исполнения и технической характеристики ЭЦН
      • 3. 3. 5. Зависимость числа аварий от параметров погружных агрегатов
      • 3. 3. 6. Зависимость числа аварий от угла наклона интервала спуска насоса
      • 3. 3. 7. Зависимость числа аварий от мощности ПЭД
      • 3. 3. 8. Характер слома материала узлов насосного оборудования
    • 3. 4. Влияние осложняющих факторов на аварийность УЭЦН при их совместном действии
  • 4. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ PC
  • — ОТКАЗОВ УЭЦН И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ НА
  • САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
    • 4. 1. Результаты внедрения устройства «Резьбовое соединение узлов машин шпильками»
    • 4. 2. Устройство для перекрытия ствола скважины
    • 4. 3. Устройство противоаварийное для установок погружных центробежных насосов для добычи нефти

Техническая политика интенсификации добычи нефти установками погружных центробежных насосов, проводимая в последние годы крупнейшими компаниями России как прогрессивная технология в нефтедобыче, вызвала рост отказов оборудования. Особенно выросли так называемые РС-отказы, влекущие за собой полет оборудования на забой и наносящие значительный ущерб экономике предприятия. Несмотря на проведение масштабных исследований в различных нефтедобывающих компаниях по выявлению причин отказов по узлам УЭЦН, сократить этот вид аварий пока не удается.

Причину этих отказов следует искать в условиях эксплуатации оборудования УЭЦН и в качестве самого оборудования. В скважине насос находится под воздействием многих факторов, отрицательно влияющих на его работу. Хотя область применения УЭЦН четко оговорена технологическим регламентом эксплуатации скважин, зачастую реальные условия эксплуатации оборудования значительно отличаются от условий, регламентирующих область их применения. Как правило, это такие факторы, как пространственная кривизна ствола скважиныугол наклона участка спуска насосавысокая концентрация механических примесейповышенное содержание свободного газа на приеме насоса и еще целый ряд других неблагоприятных факторов. Они объединены в три группы. Первую составляют геологические факторы — наличие в продукции свободного газа, наличие механических примесей, обводненность продукции скважины. Во вторую группу вошли факторы, обусловливающие технологический режим эксплуатации скважины: глубина спуска насоса, динамический уровень и погружение под динамический уровень. В третью группу отнесены параметры, характеризующие конструктивные особенности скважины и скважинного оборудования. В процессе эксплуатации скважин установками ЭЦН основные осложняющие факторы действуют на аварийные отказы оборудования порознь и в совокупности. Ранжирование степени влияния каждого из факторов на аварийность УЭЦН позволяет принимать оптимальные решения по выбору первостепенных мер по сокращению аварий. Процесс этот состоит из трех этапов: предварительное выявление предполагаемой причины аварийного отказаустановление основных осложняющих факторов и их ранжирование по степени их влияния на аварийностьразработка мероприятий по сокращению аварийности оборудования УЭЦН. В связи с вышесказанным возникла необходимость в проведении исследований по выявлению основных осложняющих факторов, причин аварийных отказов и разработки мероприятий по их устранению.

Цель работы — разработка научно — методологического подхода к оценке степени влияния осложняющих факторов на аварийность с использованием многофакторного анализа в различных условиях эксплуатации установок ЭЦН и разработка мероприятий по устранению данного вида отказов.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1 Установление причины аварийного отказа путем анализа аварийности от наработки УЭЦН в скважине.

2 Установление основных осложняющих факторов на аварийность.

3 Многофакторный анализ с целью ранжирования степени влияния основных факторов на аварийность УЭЦН в различных условиях эксплуатации.

4 Уточнение методики расчета и конструирование крепежных деталей для соединения секций и узлов насосной компоновки.

5 Разработка оборудования для предупреждения расчленения секций ЭЦН и полетов оборудования на забой.

6 Внедрение в промысловую практику разработанных технических мероприятий для устранения аварийных отказов УЭЦН.

Методы исследований. Теоретические и прикладные исследования проведены с использованием апробированных современных экспериментальных и расчетных методов, методики многофакторного анализа, конструкторских компьютерных программ. Достоверность использованных методов подтверждена успешным внедрением крепежных деталей с повышенной несущей способностью.

Научная новизна работы.

1 Разработан научно-методологический подход к оценке степени влияния осложняющих факторов на аварийность с использованием многофакторного анализа в различных условиях эксплуатации установок ЭЦН.

2 Установлена зависимость аварийных отказов от времени работы оборудования УЭЦН в скважине. Выявлено, что 37% полетов происходит в течение 100 суток после пуска насоса в эксплуатацию.

3 Установлена общая закономерность аварийных отказов от угла наклона ствола скважины в интервале размещения насоса. Показано, что стандартные условия контрольного виброисследования ЭЦН на горизонтальном испытательном стенде не соответствуют условиям эксплуатации насоса в скважине.

3 Установлены пределы обводненности продукции скважины, в которых оборудование УЭЦН имеет наименьшую аварийность. Выявлено, что интервал наименьшего числа аварий совпадает с обводненностью 40 — 70%, когда образуется нефтяная эмульсия с наибольшей вязкостью.

На защиту выносятся:

1 Результаты исследований аварийности установок ЭЦН в различных геологических и технологических условиях эксплуатации, а также в зависимости от конструктивных особенностей скважин и оборудования.

2 Конструкция и методика расчета крепежных деталей с равномерным распределением нагрузки по длине резьбовой нарезки.

3 Противоаварийные устройства для предупреждения расчленения секций и полетов оборудования на забой.

Теоретическая ценность работы заключается в анализе влияния группы факторов в совокупности, обусловливающих аварийность оборудования УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти, с ранжированием степени их влияния на аварийность, и в соответствующих выводах.

Практическая ценность работы заключается в использовании результатов исследований при ремонте и обслуживании установок погружных центробежных насосов в ЗАО «Центрофорс». Принято решение о диагностировании насосов на вибрационную устойчивость на стенде с наклоном, приближенным к условиям предстоящей работы в скважине. Конструкция крепежных шпилек с равномерным распределением осевсй нагрузки по длине резьбы, на которую автор имеет приоритет, внедрена на скважинах Само-тлорского месторождения. В результате применения крепежного материала новой конструкции получен технический эффект не только по снижению расчленений в соединениях, но и по всем позициям аварийности насосной компоновки. В течение 10 месяцев работы УЭЦН в скважине произошел отказ только двух насосных компоновок.

Обоснованность научных положений подтверждена результатами внедрения предложенных разработок в промысловых условиях.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно — практических конференциях, тех-советах и семинарах: на Всероссийской научно-практической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (Уфа, 2004) — научно-техническом совете СНГДУ-2 (Нижневартовск, 2005) — техническом совете «Нижневартовское нефтедобыва-ющее предприятие» АНК «Башнефть (Нижневартовск, 2005) — научнотехническом семинаре кафедры нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного технического университета в 2004 и 2005 гг.

Публикации по теме диссертации. Список научных статей, которые составили основу диссертационной работы, включает 10 наименований, в том числе 1 патент РФ.

Выводы по 4 разделу.

1. Внедрение устройства «Резьбовое соединение узлов машин шпильками» показало, что выравнивание нагрузки по виткам резьбы крепежных шпилек привело не только к устранению их обрывности, но и к снижению аварий по другим узлам оборудования УЭЦН.

2. Внедрение следующих двух устройств на стадии разработки технической документации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Интенсификация добычи нефти установками ЭЦН в Западной Сибири привела к увеличению числа аварий, связанных с расчленением соединений отдельных узлов (PC-отказы) и полетом скважинного оборудования на забой.

Исследования причин возникновения расчленений между секциями и узлами, а также корпусных разрывов проводились в зависимости от различных факторов — геологических, технологических и конструктивных. Выполненные исследования по выявлению причин аварийности скважинного оборудования УЭЦН позволили получить ответ на поставленные вопросы научного и практического характера.

Анализ аварийных отказов от продолжительности безаварийной работы УЭЦН дал ответ на вопрос, в какой степени аварии зависят от износа оборудования и какова связь между наработкой и аварийностью. Оказалось, что установки выходят из строя в основном в начальный период их эксплуатации, в большинстве случаев, в первый стодневный период после спуска насоса в скважину. Установлено, что все расчленения оборудования сопровождаются разрывом усталостного характера и при этом износ оборудования полностью отсутствует или износ не является непосредственной причиной расчленения.

Анализ полетов УЭЦН по узлам в зависимости от геологических факторов и математическое описание процесса дали возможность получить информацию о степени влияния геологических факторов на аварийность. Неожиданным оказался результат о влиянии обводненности на аварийность оборудования насосной компоновки. При этом выявили, что содержание воды в нефти в диапазоне обводненности неоднозначно влияет на аварийность оборудования. Выявлено, что интервал наименьшего числа аварий совпадает с обводненностью 40 — 70 процентов, когда образуется нефтяная эмульсия с наибольшей вязкостью. Поэтому в итоге оказалось: повышение обводненности в целом приводит к снижению числа аварий.

Наибольшее влияние на аварийность скважинного оборудования УЭЦН оказывает глубина спуска насоса, один из технологических факторов, обусловливающих интенсификацию добычи нефти. Общая закономерность влияния фактора такова, что с увеличением глубины спуска насоса аварийность возрастает в экспоненциальной зависимости.

Промысловые данные показывают на рост аварийности при высоком уровне затрубной жидкости, противоречащий здравому смыслу. Более глубокий анализ показал, что высокий динамический уровень жидкости, а следовательно, и погружение под динамический уровень предвещают предаварийное состояние скважинного оборудования. Повышение динамического уровня должно явиться сигналом к профилактическому ремонту скважины.

Научную ценность представляет результат, полученный при анализе влияния на PC-отказы зенитного угла интервала спуска насоса. Установлено, что аварийность при углах наклона интервала спуска насоса выше 30 градусов снижается, при наклоне интервала более 45 градусов аварии отсутствуют. Это можно объяснить тем, что при углах более 30° гравитационная составляющая весовой нагрузки насосной компоновки имеет значительное превышение над горизонтальными силами, поэтому степень свободы у лежащего насоса, расположенного в более пологом интервале скважины, снизу ограничена стенкой обсадной колонны. Данный результат свидетельствует о том, что горизонтальный стенд для проведения испытания насоса на виброусточивость не отвечает современным требованиям. В связи с интенсификацией добычи нефти очевидно надо пересмотреть и испытательное оборудование.

Целью исследований зависимости числа аварий от мощности ПЭД была проверка предположения о том, что «жесткость» удара нижней части насосной компоновки зависит от мощности погружного электродвигателя. Такая тенденция действительно существует. Аварийность скважинного оборудования установок погружных центробежных насосов от мощности электродвигателя обусловлена степенной зависимостью. Однако тренд показывает, что большие мощности обусловливают незначительный рост аварийности. Распространенное среди производственников суждение о росте аварийности УЭЦН с увеличением мощности двигателя не нашло своего полного подтверждения.

Проведен полный факторный анализ по 7 показателям. Полученные коэффициенты регрессии, являющиеся количественной мерой влияния каждого из факторов, показывают степень их влияния в совокупности. Влияние группы исполнения насосов, т. е. их материальное оформление на степень аварийности несравнимо велико с влиянием других факторов. Эти факторы, ввиду очевидности их влияния, не включили в число многофакторного анализа.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Г. А. Опыт эксплуатации электропогружных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -1998. -№ 3.
  2. .В. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть» //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -1998. -№ 3
  3. Э.А. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти и ГРП //Нефтепромысловое дело/ ВНИИОЭНГ. 2002. — № 7.-С.38−41. — С. 2002.
  4. Ю.А., Камарницкий Н. В. Количественная оценка газлифтного эффекта в процессе работы погружных центробежных насосов //Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ. 1972. — № 7.-С. 19−20.
  5. И.А., Иосилевич Т. Б. Резьбовые и фланцевые соединения. -М.: Машиностроение, 1990. -368 с.
  6. И.А., Шорр Б. Ф., Иосилевич Г. В. Расчет на прочность деталей машин: Справочник -М.: Машиностроение, 1993. -640 с.
  7. , И. И. Вибрационная механика: Научное издание М.: Физмат-лит: Наука, 1994. — 394 с.
  8. А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. -М.: Недра, 1968. -269 с.
  9. А.А., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при откачке пластовой нефти с давлением ниже давления насыщения нефти газом //Нефтепромысловое дело. 1973. -№ 1 .-С.13−17.
  10. А.А., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Об определении давления на приеме центробежного насоса в скважине //Нефтепромысловое дело. -1972. № 6.-С.3−4.
  11. А.А., Розанцев В. Р., Холодняк А. Ю. Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводо-газовых смесей //Нефтепромысловое дело. 1973. — № 2.-С.5−8.
  12. А.А., Розанцев В. Р., Холдняк А. Ю. Характеристика лифта и определение давления на выходе из электронасоса //Нефтяное хозяйство. -1974. № 2.-С.45−48.
  13. А.А. Современные конструкции погружных центробежных электронасосов фирмы «Центрилифт» //Нефтепромысловое дело, -М.: ВНИИОЭНГ, вып. 4, 1993.
  14. А.А. Современные конструкции, производство и эксплуатация погружных центробежных электронасосов фирмы «Рэда Памп» //Нефтепромысловое дело, -М.: ВНИИОЭНГ, вып. 3, 1993.
  15. В.П., Боровиков И.П. STATISTICA® -Статистический анализ и обработка данных в среде WINDOWS®.-M.: Информационно-издательский дом «Филинтъ», 1998. -608 с.
  16. В. Ф., Пахаруков Ю. В., Петрухин В. В. Механизм усталостного разрушения деталей погружных центробежных насосов для добычи нефти от вибрации//Известия вузов. Нефть и газ. 2001. — № 1. -С. 51−55.
  17. М.Ф. Влияние ввода ПАВ на работу подъемной колонны УЭЦН. Сб. тр. БашНИПИнефть «Технология добычи нефти и бурение скважин», вып. 58, 1980.-С. 74−81.
  18. Вибрации в технике: В 6 т.: Справочник /Ред.совет: К. В. Фролов (гл. ред. изд.), В. К. Астафьев, И. И. Блехман и др. 2-е изд., испр., доп. Т.6: Защита от вибрации и ударов. — М.: Машиностроение, 1995 — 460 с.
  19. Влияние обводненности на работу скважин /А.В. Локтев, В. Л. Солянов, И. Д. Болтов и др. //Нефтепромысловое дело. (Экспресс-информация).- 1992. -№ 3.-С.1−5.
  20. В.Н. Новые исследования PC-отказов //Доклады на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».
  21. Альметьевск: Изд-во завода «Алнас», 2000. -С. 13.
  22. Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях //Нефтяное хозяйство. 2002. — № 4.-С. — С. 2002
  23. И.В., Нюняйкин В. Н., Зейгман Ю. В., Рогачев М. К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлор-ского месторождения //Нефтяное хозяйство,-2001.-№ 10. С. 72−75.
  24. И.В., Нюняйкин В. Н., Жагрин А. В., Михель В. Д. и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН //Нефтяное хозяйство. -2002. № 2. -С. 62 — 64.
  25. И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения. Дис. канд. техн. наук: 25.00.17. -Уфа: УГНТУ, 2005. -184 с.
  26. Г. Р. Об эксплуатации электроцентробежных погружных насосных установок при добыче высокообводнившейся жидкости //Нефтепромысловое дело. 1978. — № 10.-С.7−9.
  27. А.Д., Смолянинов В.Г.ДЦекалев В. В. Анализ работы погружных центробежных насосов при наличии высокоминерализованных пластовых вод //Нефтепромысловое дело. 1975. — № 8.-С.10−11.
  28. Е.Е. Модернизация и усовершенствование серийного оборудования УЭЦН //Доклады на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во завода «Алнас», 2000. -С. 7.
  29. Е.Е. Совершенствование и разработки оборудования УЭЦН -одно из направлений деятельности АО «Алнас». Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь 2002.
  30. А.Н. Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси //Нефтепромысловое дело. 1981. — № 12.-С.9−11.
  31. А.Н., Ляпков П. Д., Игревский В. Д. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости //Нефтепромысловое дело. 1982. — № 10.-С.16−18.
  32. М.М. Проблемы аварийности на скважинах с УЭЦН в ОАО «Татнефть» //Докл. на У1 Всероссийской техн. конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во завода «АЛНАС», 2000. -С. 6.
  33. М.М. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть» //Химическое и нефтегазовое машиностроение, — 2000. ~№ 3.
  34. Ю.В., Генералов И. В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором. -Вестник Удмуртского университета. -2002, № 9. -С. 169−176.
  35. Ю.В., Генералов И. В. Повышение продолжительности безаварийной эксплуатации ЭЦН на форсированных режимах. Журнал Интервал, № 8(55), 2003.-С. 52−55.
  36. Г. З., Хисамутдинов Н. И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса //Нефтепромысловое дело. 1971. — № 4.-С.21−24.
  37. М.Н. Детали машин. /Учебник для студентов механико-машиностроительных специальностей вузов. -М.: Высшая школа. -164.
  38. В.Н., Дарищев В. И., Сабиров А. А., Каштанов B.C. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. ч.1. М.: Нефть и газ, 2002.
  39. В.Н., Дарищев В.И, Сабиров А. А., Каштанов B.C. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002.
  40. В.Н., Пекин С. С., Сабиров А. А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002.
  41. В.И. Экспериментальное исследование распределения давления по длине многоступенчатого центробежного насоса //Нефтепромысловое дело. 1975, — № 5.-С.26−30.
  42. Исследование работы системы «пласт погружной электронасос — фонтанный подъемник» /Кобрушко А.т. //Тр. ВНИИОНГ «Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР» -М.: ВНИИОНГ, 1976. -С.56−61.
  43. Ю.И. Сервисные услуги по обслуживанию скважин с УЭЦН, оказываемые ЗАО «AJIHAC-Волга» //Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002.
  44. Р.С. Опыт эксплуатации УЭЦН на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» /Перспективы совершенствования электропогружных установок //Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь 2002.
  45. Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными электронасосами //Тем. Науч.-тен. Обзоры, сер. Нефтепромысловое дело /ВНИИОЭНГ. 1980. 35 с.
  46. Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО «Юганскнефтегаз» //Химическое и нефтегазовое машиностроение.-1998.-№ 3.
  47. В.Ф. и др. О расчете коэффициента продуктивности скважин, оборудованных глубинными насосами типа УЭЦН //Нефтепромысловое дело. 1977.-№ 9.-С.42−43.
  48. Н.С., Виноградов А. Н. Основы стандартизации, допуски, посадки технические измерения: Учебник для учащихся техникумов. -М.: Машиностроение, 1979. -224 с.
  49. , Р. Диагностика повреждений /Пер. с англ. //Под ред. П. Г. Бабаевского. М.: Мир, 1989. — 512 с.
  50. В.А., Гарифуллин И. Ш., Тукаев Ш. В., Гоник А. А. и др. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН //Нефтяное хозяйство. -2001. № 4. — С. 58 — 62.
  51. В.Д., Лакиза В. Д., Павловский B.C., Пелых Н. А. Динамика уп-ругогазожидкостных систем при вибрационных воздействиях /АН УССР. Институт механики- Киев: Наук, думка, 1988. — 256 с.
  52. B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин //Нефтяное хозяйство. -1971. № 12. — С. 60 — 65.
  53. А.В. Новые разработки «Алнас» //Доклады на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во завода «Алнас», 2000. -С. 33.
  54. Р.Г. Эксплуатация УЭЦН в экстремальных условиях Красно-ленинского нефтегазоконденсатного месторождения //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000. -№ 3. -С. 27−28.
  55. П.Д., Игревский В. И., Дроздов А. Н. Исследование работы погружного центробежного насоса на смеси вода-газ //Нефтепромысловое дело. 1982. -№ 4.-С. 19−22.
  56. Д.В. Опыт эксплуатации отечественного и импортного оборудования УЭЦН в ОАО «Юганскнефтегаз» //Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. — № З.-С. 16−19.
  57. М.П. Прочность болтов со сбегом и с проточкой //Вестник машиностроения.- 1961, — № 5. 46−48 с.
  58. Н.Н., Кулаков С. Г., Никончук С. А., Сушков В. В. и др. Диагностирование установок центробежных электронасосов без вмешательства в режим их эксплуатации //Нефтяное хозяйство. -2004. № 2. — С. 124 — 125.
  59. Я.З., Прут Л. Я., Смильгевич В. В. Многокритериальный анализ решений при оценке электроцентробежных насосов//Электро. -2002.-№ 3.
  60. Ю.С. Повышение надежности и эффективности работы установок электроцентробежных насосов //Нефтяное хозяйство. 1987, -№ 2. -С. 54−55.
  61. И.Т. Эксплуатация скважин ПЭЦН на нефтяных месторождениях Башкирии/Тем. науч.-техн. обзоры. Сер. Добыча, ВНИИОЭНГ, 1971. -92 с.
  62. Д.Ю. Исследование и расчет резьбовых соединений труб, применяемых нефтедобывающей промышленности. -М.: Недра, 1970. -135 с.
  63. , X. Н., Савиных Ю. А., Дунаев С. А. Акустическая технология снижения вибрации насосно-компрессорных труб, оборудованных установками центробежных электронасосов //Нефтяное хозяйство. 2005. — № 11. -С. 82−83.
  64. В.Д., Мартиросян В. Б. Влияние затрубного давления на режим работы установок ЭЦН//Нефтяное хозяйство. 1987. — № 4. -С. 47−49.
  65. Нагула В. Д. Определение давления на приеме ЭЦН в условиях работы насоса с повышенным газосодержанием //Нефтепромысловое дело, 1977, № 12. -С.22−27,
  66. В.Д. Использование затрубного газа для подъема жидкости из скважин //Нефтепромысловое дело, 1984, № 3. -С. 15−17.
  67. В.Д., Быков О. В. Влияние свободного газосодержания у приема УЭЦН на его работу в промысловых условиях //Нефтяное хозяйство. 1984. -№ 10 .-С. 41−43.
  68. Ю.В. Обзорный доклад о работе подземного оборудования ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». XI Всероссийская техническая конференция «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: -2002.
  69. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири //Нефтепромысловое дело: Обзор. информ./ВНИИОНГ. -1981, вып. 4. -54 с.
  70. , Ю. В., Бочарников В. Ф., Петрухин В. В. Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах как результат хаотическойдинамики //Известия вузов. Нефть и газ. 1999. — № З.-С. 63−68.
  71. , Ю. В., Бочарников В. Ф., Петрухин В. В. Снижение вибрации погружных центробежных электронасосов как результат хаотической динамики //Известия вузов. Нефть и газ. 1999. — № 5. -С. 41−45.
  72. Н.Н. Влияние технологии ремонта и качества эксплуатации УЭЦН на повышение наработки на отказ //Химическое и нефтегазовое оборудование.- 2000.- № 3.
  73. Н.Н. О роли совершенного сервиса в деле повышения эффективности эксплуатации УЭЦН. Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002.
  74. Н.Н. Ремонт и обслуживание УЭЦН. Сборник докладов III Всероссийской научно-практической конференции по нефтегазовому оборудованию. Пермь, ноябрь, 2001.
  75. , С.И. Снижение гидродинамической вибрации центробежных насосов //Известия вузов. Нефть и газ. 1997. — № 4. — С. 50−56.
  76. О.М., Горохов В. Ю., Безматерных Н. В., Рабинович А. И. и др. Порошковые материалы рабочих органов погружных центробежных насосов для добычи нефти //Нефтяное хозяйство.- 1996.- № 8.
  77. О.М., Мельников М. Ю., Рабинович А. И. Технология производства порошковых рабочих органов для УЭЦН //Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1997. — № 3.
  78. В.В. Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных насосов для добычи нефти: Автореф. канд. дис. техн. наук. -Тюмень, 2000. 20 с.
  79. В. М. Поляков В.А. О выявлении источника параметрического резонанса в трубопроводных системах центробежных насосов //Транспорт и хранение нефтепродуктов/ЦНИИТЭнефтехим. -1997. -№ 4−5. -С.33−34.
  80. , В.А. К вопросу снижения уровня вибрации при параметрическом резонансе в трубопроводных системах центробежных насосов //Транспорт и хранение нефтепродуктов/ ЦНИИТЭнефтехим. 1997. — № 4−5. -С. 35−36.
  81. , В. А. О влиянии распределения давления потока по длине на амплитуду собственных колебаний трубопровода //Транспорт и хранение нефтепродуктов: Науч. информ. сб. /ЦНИИТЭнефтехим. -2000. -Вып.4.-С. 25−27.
  82. Р.Н. и др. Влияние технологических факторов на аварийность установок погружных центробежных насосов /Р.Н. Пономарев, А. А. Ишмурзин, Н. М. Ишмурзина //Нефтяное хозяйство. -2006. № 7. — С. 102 — 104.
  83. Р.Н. и др. Анализ причин отказов установок погружных центробежных насосов в ООО «Лукойл-Западная Сибирь» /Р.Н. Пономарев, А. А. Ишмурзин //Нефтяное хозяйство. -2001. № 4. — С. 58 — 62.
  84. Р.Н. Неисправности деталей ЭЦН и методы оценки их состояния /Р.Н. Пономарев //Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения: материалы Всерос. науч.-практ. конф. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. -С.208−212.
  85. Р.Н. и др. К выбору интервала размещения скважинного насоса в наклонно-направленных скважинах /Р.Н. Пономарев, А. А. Ишмурзин,
  86. Хоанг Тхин Нян //Нефтегазовое дело: Электронный архив http://www.ogbus.ru/authors /Ponomarev/Ponomarev-1. pdf. 12.04.2006.
  87. Р.Н. и др. Анализ влияния геологических факторов на аварийность УЭЦН /Р.Н. Пономарев, А. А. Ишмурзин //Нефтегазовое дело: Электронный архив http://www.ogbus.ru/authors/Ponomarev/Ponomarev-l. pdf. 05.07.2006.
  88. Ю.В. Моделирование резонансов ЭЦН //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности /Науч.-техн. журнал ВНИИОЭНГ, 2002, № 11. -С. 7 9.
  89. А.И. Новые направления и разработки ЗАО «Новомет -Пермь» //Сборник докладов III Всероссийской научно-практической конференции по нефтегазовому оборудованию. Пермь, ноябрь, 2001.
  90. В.JI. Производство оборудования УЭЦН в ООО «Привод-ПЗУ» //Химическое и нефтегазовое машиностроение.- 2000, — № 3.
  91. А.Н. Новые разработки инженерного центра //Доклады на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во з-да «Алнас», 2000. -С. 10.
  92. С.Н. Планирование эксперимента в химии и химической технологии. -Л.: Изд-во «Химия», 1975. -48 с.
  93. , Р. Р., Матвеев Ю. Г., Бурцев Е. А. Анализ работы установок электроцентробежных насосов и технические методы повышения их надежности : Учеб. пособие. УГНТУ. Уфа: — 2002. — 89 с.
  94. Свидетельство на полезную модель. № 36 701 7Е21В17/042, F16L15/00 «Соединение обсадных труб».
  95. Н.И. и др. Исследования и пути повышения ресурса УЭЦН // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. № 3, с. 13−16.
  96. Справочник по теории вероятностей и математической статистике /В.С. Королюк, Н. И. Портенко, А. В. Скороход, А. Ф. Турбин. -М.: Наука, 1985. -640 с.
  97. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудино-ва. М.: Недра, 1983.-455 с.
  98. М. М. Шум и вибрация в нефтяной промышленности: Справочное пособие М.: Недра, 1990. — 160 с.
  99. А.А. Пути повышения наработки погружных центробежных насосов УЭЦН //Доклады на VI Всероссийской техн. конф. «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во з-да «Алнас», 2000. -С. 8.
  100. Tondl, A. Some problems of rotor dynamics. Praha: Publishing House of the Czechoslovak Academy Sciences, 1965. — 434 p.
  101. , E. Ю., Хегай В. К., Юнин Е.К. О предотвращении низкочастотных продольных вибраций бурильной колонны посредством спецкомпоновок
  102. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Науч.-техн. жур./ ВНИИОЭНГ. 2005. — № 11. — С. 13−17.
  103. Ю.Н., Макаров А. А. Анализ данных на компьютере/ под ред.В. Э. Фигурнова. -М.: ИНФРА-М. Финансы и статистика, 1995. -384 с.
  104. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти /Международный транслятор //Под научной редакцией акад. РАЕН, док. экон. наук В. Ю. Алекперова и акад. РИА, док. техн. наук В .Я. Кершенбаума. -М.: изд-во МФ ОС «Технонефтегаз», 1998.-611 с.
  105. Установки центробежных насосов для добычи нефти. Международный транслятор-справочник. //Под научной редакцией Алекперова В. Ю., Кершенбаумана В. Я. М.: Наука и техника, 1999.
  106. М. А. Анализ «полетов» УЭЦН в Западной Сибири //Нефтепромысловое дело. -2000, № 3. -С. 23−26.
  107. , К. В. Вибрация-друг или враг? М.: Наука, 1984. — 144 с.
  108. Ш. М. Современные требования к оборудованию УЭЦН. эксплуатируемому в ОАО «Сургутнефтегаз»: Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002.
  109. Ф.С. Вибрационная прочность сильфонных компенсаторов при продольных колебаниях //Известия вузов. Нефть и газ. -2001. -№ 1. -С. 62−67.
  110. В.Я., Абрамович Б. Н., Ананьев К. А. и др. Энергетические показатели режимов работы УЭЦН и способы их улучшения //Нефтяное хозяйство, 1985, № 3. -С.43−46.
  111. И8.Черепанишников А. В., Соколов В. Б., Широких B.JI. Опыт исследования скважин, оборудованных ЭЦН//Нефтяное хозяйство, 1981, № 10. -С.51−54.
  112. А., и др. Способ определения давления на приеме погружного центробежного насоса//Нефтепромысловое дело, 1971, № 4. -С. 13−15.
  113. Е.А. Анализ причин аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000. -№ 3. -С. 10−12.
  114. , И. Г. Шум и вибрация электрических машин 2-е изд., перераб., доп. — Л.: Энергоатомиздат, 1986. -208 с.
  115. Н.Д. Специальные резьбы для оборудования нефтяной, горнорудной и угольной промышленности //Вестник машиностроения. -1960.-№ 10.-С. 40−41.
  116. С.Б., Крупа Р. Д., Окслей Г. А. и др. Применение высокопроизводительных насосов для форсирования отборов нефти на Самотлорском месторождении //Нефтепромысловое дело /ВНИИОЭНГ. 2004. — № 2.-С.30−33.
  117. S Sep Sy Sb f=N.(k-1) t Sb. t Gp G Р
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!