автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Аварийные отказы оборудования УЭЦН и разработка мероприятий по их устранению

На правах рукописи

ПОНОМАРЕВ РАМИЛЬ НАИЛЬЕВИЧ

АВАРИЙНЫЕ ОТКАЗЫ ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН И РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ УСТРАНЕНИЮ

Специальность 05.02.13 - «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2006

Работа выполнена в ЗАО «Центрофорс» и на кафедре «Нефтегазопромысловое оборудование» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

доктор технических наук, профессор Ишмурзин Абубакир Ахмадуллович.

доктор технических наук, профессор Ишемгужик Евгений Измайлович;

кандидат технических наук, старшив научный сотрудник ВалИшин Юнир Гаянович.

ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИГГГЭР)»

Зашита состоится 15 декабря 2006 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Ученый секретарь совета ¿(хтл^ Закирничная М.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. 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 забов 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 влияющйх на его работу. Хотя область применения УЭЦН четко оговорена технологическим реЬтаментом эксплуатации скважин, зачастую реальные условия эксплуатации оборудования значительно отличаются от условий, регламентирующих область их применения. Как правило, это такие факторы, как пространственная кривизна ствола скважины; угол наклона участка спуска насоса; высокая концентрация механических примесей; повышенное 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 УЭЦН 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 отказа; установление основных осложняющих факторов и их ранжирование по степени их влияния на аварийность; разработка 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 мпогофакторпого 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 установок ЭЦН в различных условиях эксплуатации,

4 Уточнение методики расчета и конструирование крепежных деталей для соединения секций и узлов насосной компоповки,

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 ЭДН на горизонтальном испытательном стенде не соответствуют условиям эксплуатации насоса'в скважине.

3 Установлены пределы обводненности продукции скважины, .р 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 дайне резьбовой нарезки.

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

Теоретическая и практическая ценность работы

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.

Результаты исследований учитываются 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 осевой нагрузки но длине. резьбы, на которую автор имеет приоритет, внедрена на скважинах Самотлорского 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, техсоветах 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 нефтедобывающее предприятие» АНК «Еашнефть (Нижневартовск, 2005); научно-техническом семинаре кафедры нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного технического университета в 2004 и 2005 гг.

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

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и результатов, списка использованных источников из 124 наименований, изложена на 120 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка, 28 таблиц, 3 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение содержит обоснование актуальности проблемы РС-отказов при интенсивной эксплуатации установок погружных центробежных насосов, сформулированы цель и основные задачи диссертационной работы, в виде аннотации представлено то новое, что внесено автором в методику исследования проблемы, а также результаты исследований.

Первый раздел посвящен обзору литературных источников и промысловых данных аварийности установок погружных центробежных насосов. Проведены исследования состояния аварийности по характеру и местам расчленений в зависимости от наработки на откгз.

Литературные источники ограничены статьями в периодических изданиях и материалами научно-производственных конференций последних лет. Это связано с появлением проблемы лишь в последние годы в связи с интенсификацией добычи нефти, осуществляемой массовым проведением гидравлического разрыва пласта, созданием усиленных депрессий на пласт путем более глубокого спуска насоса в скважине и форсированным отбором жидкости высокопроизводительными погружными центробежными насосами.

По данной тематике опубликовали работы Э.А. Ахмадуллин, В.Н. Волков, РХ. Лутфуллнн, ДЛ. Маркелов, ГЛ. Аотыкаев Ю.В. Пчелинцев, М.А. Фардиев, И.В. Генералов, В.Н. Нюняйкин, A.B. Жагрин, В.Д. Михель,

Ю.В. Зейгман, M.K. Рогаче», H.H. Матаев, С.Г. Кулаков, ВЗ. Сушков, O.A. Чукчеев, Е.А. Шелковпиков, Н.И. Смирнов и др.

Большинство авторов отмечают, что в основе расчленений и полетов оборудования УЭЦН на забой лежит вибрация насосной компоновки, и аварии не являются результатом предельного износа. Основная тема работ -исследование влияния единичных факторов на аварийные отказы установок ЭНН без учета интенсификации добычи нефти форсироващшм отбором высокопроизводительными насосами. Они носят информационный характер по отказам УЭЦН вообще. Число и характер отказов от наработки оборудования не рассматриваются. Отсутствуют работы по исследованию причин отказа, т.е. явлений, процессов и состояний, вызвавших возникновение аварийных отказов оборудования. Первоначально проведен анализ аварийности оборудования УЭЦН с целью установления основной характеристики распределения наработки до отказа (рисунок 1).

0-100 101. IM- 301- 401- SOI- «01- 701. SOI- ИМ. 1001- >1100

zoo зоо 400 «oo »о тфо too ооо юоо нов Наработка до аварки, су-г

ЕЗЭааарии —Полиномиальный (аварии)

Рисунок 1 - Распределение числа аварий в зависимости от наработки

Получен полнноминальны й закон распределения наработки до отказа. Из рисунка видно, что основное число аварий происходит за короткий промежуток времени эксплуатации до выработки ресурса оборудования. При наработке оборудования более 400 суток аварийные отказы единичны. Это может свидетельствовать о том, что имеет место изгибное приложение сил, и в результате быстротечное наступление предельной усталости материала. Разрушение материала под действием переменных, особенно изгибно-переменных нагрузок, может произойти при напряжениях ниже предела текучести. Визуальное исследование мест обрывов оборудования также указывает на усталостный характер излома.

Таким образом, обзор литературных источников и анализ количества аварий в зависимости от наработки до отказа по промысловым данным в СНГДУ-2 указали основные направления исследований проблемы.

Второй раздел посвящен теоретическому исследованию возникновения вибрации и резонанса в установках ЭЦН в связи с полученными автором результатами по выявлению предварительных причин аварий. В литературных источниках причину возникновения вибрации связывают с износом радиальных опор вала. Односторонний износ опор, несомненно, вызывает эксцентричное вращение (биение) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку гга подшипник. Но такой постепенный характер износа непосредственно не вызывает расчленение соединения УЭЦН.

Поэтому в диссертационной работе приводится сравните показателей аварийности в зависимости от расположения осевых опор. Установлено, что наибольшее количество аварий происходит с насосами, где осевые опоры расположены в верхней часта секций (рисунок 2). Следовательно, высокий уровень вибрации у насосов отечественного производства связан с

расположением осевых опор в верхней части секций и совершением нижней частью компоновки прецессионного движения.

Рисунок 2 — Траектория прецессионного движения низа насосной компоновки

Разность инерционных сил равна силе удара конца компоновки о внутреннюю стенку скважины:

О)

где АР = РЛ-Р„ - разность инерционных сил, имеющих место в положении А к В нижней части компоновки;

т - масса единицы длины нижней части компоновки; о. - средняя угловая скорость вращения вала насоса; г - средний радиус вращения вала; . а и Ь - главные оси эллипса вращения вала; Л — эксцентриситет вращения вала.

Из структуры формулы (I) видно, что с увеличением эксцентриситета вращения вала А ударная сила ДР растет. Ударные силы и изгибающие моменты в концевой части компоновки в этом случае играют основную роль

б возникновении вибрации, следовательно, усталости металла и его разрушении.

В возникновении вибрации также участвует осевая сила, возникающая при откачке газированной жидкости. Ввиду неравномерного распределения газа в жидкости и его пробкового характера движения в потоке жидкости в насос поступает попеременно то жидкость, то газ. Элементы насоса, в том числе валы секций, испытывают переменные нагрузки, изменяющиеся от растягивающих до сжимающих значений. При одновременном действии крутящего момента и осевых усилий вал стремится принять пространственную волнообразную форму. Вращение такого вала с нанизанными на него рабочими колесами, которые наполнены продукцией скважины, создает вынужденные колебания с частотой ш, равной частоте вращения вала электродвигателя. Кроме того, система имеет собственную частоту колебаний cv Явление возрастания амплитуды при приближении о> к ш0 носит название резонанса и имеет большое практическое значение. Однако следует выяснить, существует ли явление резонанса в насосной компоновке УЭЦН.

Общее решение задачи о колебаниях тела под действием упругой силы и периодической внешней силы известно и записывается в виде

х = acosütf + Ь sin o>t -f С^е'* cos(<2j,/ + ф) t (2)

где а и Ь - коэффициенты амплитуды вынужденного колебания;

С0е"и cosí®, 'í+í») - слагаемое, характеризующее собственные колебания.

Из формулы (2) следует, что с течением времени последнее слагаемое, отвечающее частоте «о, затухает, становится сколь угодно малым по амплитуде и при больших значениях вынужденных колебаний им вполне можно пренебречь. Оставшиеся слагаемые описывают колебания с частотой <л, не затухающие с течением времени, поскольку они поддерживаются действием внешней силы. Это общее решение показывает, что при

длительном воздействии внешней силы с частотой (о тело будет колебаться с той же частотой о. Следовательно, резонанс отсутствует.

Анализ причин межсекционных расчленений установки ЭЦН показал, что надежность соединений узлов насосной установки на 37 % зависит от работоспособности крепежных деталей, а также галтелей — расслабленных мест во фланцах. Поэтому особого внимания заслуживает уточнение методики расчета крепежных соединений на усталостную прочность и создание их оптимальной конструкции.

Уточнение методики расчета шпилек на усталостную прочность заключается в учете растягивающей нагрузки и изгибного напряжения. За растягивающую нагрузку принимается максимальное значение, возникающее от давления нагнетания насоса (рисунок 3). При работе насоса осевые усилия от рабочих колес 1 передаются на направляющие аппараты 2 и на корпус насоса 3. Затем эту нагрузку воспринимают крепежные детали 4.

За изгибное напряжение принимается расчетное значение напряжения, возникающего в результате прецессионного движения низа насосной компоновки.

Ррсунок 3 - Схема передачи усилий от рабочих колес на крепежные детали

Расчет по уточненной методике выявил недостаточность запаса прочности применяемых крепежных деталей. Требуемый запас может быть обеспечен или увеличением количества шпилек до 8, или изменением их конструкции. Изменение конструкции шпилек является наиболее

приемлемым, поскольку при этом нет необходимости измерить конструкцию других узлов насосной установки. В заявке № 2005125863/22(029037) на устройство «Резьбовое соединение узлов машин шпильками» предложена новая конструкция резьбовой части шпильки. Она отличается от серийных тем, что резьбовая нарезка выполнена с поинтервальным изменением поля допусков по длине резьбы. Два витка у основания резьбы (IV) выполнены с большим значением по основному отклонению (fid), следующие участки (III, II, f) резьбы по два витка каждый - с уменьшающимися значениями отклонений, например по 6g, бе, 6h, при сохранении серийной конструкции нарезки резьбы у корпуса (рисунок 4).

Третий раздел посвящен исследованию влияния геологических, технологических и конструктивных факторов на аварийность скважиныого оборудования УЭЦН, По фактору «обводненность» получена наиболее информативная зависимость (рисупок 5). Наибольшее количество отказов приходится на обводненность продукции скважины свыше 70 %. Наименьшие показатели аварийности как количественно, так и в процентах от общего числа скважин, работающих в интервале такой же обводненности,

Рисунок 4 - Соединение секций насоса с изменяющейся посадкой «шпилька-гайка»

¡Ь.

совпадают с обводненностью от 40 до 70 % > когда нефтяная эмульсия имеет

к

наибольшую вязкость. В пределах обводненности 40 — 50 % аварий вообще не было. Следовательно, можно заключить, что число аварий оборудования УЭЦН обусловлено влиянием вязкости водонефтяной эмульсии на интенсивность вибрации.

' IКоличество аварий аварии в процентах Полиномиальный (аварии в процентах)

Примечание - Численные значения «аварии в процентах» 10-кратно увеличены.

Рисунок 5 — Распределение аварийности от содержания воды

По технологическим факторам - глубине спуска насоса и динамическому уровню жидкости — получены противоречивые, но тем не менее объяснимые результаты. Глубина спуска насоса является одним из факторов, обусловливающих форсированный отбор жидкости из скважин. От нее зависит депрессия на пласт при соблюдении установленного погружения под динамический уровень с учетом газосодержания. С увеличением глубины подвески насоса доля аварий от количества насосов, работающих с подвеской в данном интервале, растет по экспоненциальной зависимости, что

свидетельствует о ее главенствующей роли в аварийности скважишюго оборудования (рисунок б).

5. Я

Л 8 X

I г

V " 0.73658°

<1100 1201-1300 1301-1400 1401-1500 1501-1600 1ИМ 700 1701-1800 >1800 Интервалы спуска насоса

■ аварии в процентам СИЗ число аварий —Экспоненциальный (аварии в процента*)

Рисунок 6 — Распределение аварий от глубины спуска насосов

В то же время из анализа видно, что при глубине подвески >1800 м происходит уменьшение числа аварийных отказов. То есть глубина подвески сама по себе не влияет на аварийность, но использование насоса для повышения депрессии на призабойную зону при форсированном отборе жидкости фактор «глубина подвески» значительно увеличивает количество аварий.

Высокий динамический уровень, по сложившимся представлениям, -это эксплуатационный параметр УЭЦН, который создает на приеме насоса подпор и помогает ему в подъеме нефти на поверхность. Следовало ожидать, чем ближе к устью скважины динамический уровень,' тем меньше число аварий насосных установок, поскольку они работают в облегченных

условиях. Однако промысловые данные показали, что имеет место обратная картина. Например, из рисунка 7 видно, что в скважинах, где динамический уровепь составляет менее 200 м, аварийные отказы составляют 100 %.

109 еа го п

69 «

90 10 10 0

гт И Ш п

(5

г

т

в

й * 3 г | | |

Пинами чеекий уровень

|ШЕЭчисло аварий ШИэаарии в процентах —Экспоненциальный (аварии в процентах) | Рисунок 7 —Аварийность УЭЦН в зависимости от динамического уровня

Плотность вероятности аварийных отказов построили, исключив аномальные данные (динамический уровень от 0 до 200 м), и получили тренд, показывающий прогнозируемое снижение аварийности УЭЦН при приближении динамического уровня жидкости к устью скважины в затру б ном пространстве (рисунок 8). Этот результат предсказуем и возможность существования данной ситуации не вызывает сомнения. Снижение динамического уровня уменьшает аварийность УЭЦН, объяснение которому - снижение вибрации от роста растягивающей нагрузки. По результатам анализа можно сделать еще один вывод: аномальное повышение динамического уровня жидкости свидетельствует о предаварийном состоянии УЭЦН, вызванном забиванием проточной части насоса механическими примесями, в частности, пропантом после ГРП.

Динамический уровень

¡1^-1 чивпа аварий — <илрии в процента» ЯогарифмичвсинЙ (вдарим в процентах) |

Рисунок 8 - Число аварий в зависимости от динамического уровня после исключения данных предаварийной ситуации

Погружение насосов под динамический уровень определено расчетным путем в зависимости от динамического уровпх и глубины спуска насоса, поэтому анализ, результаты и выводы по данному фактору совпадают с предыдущим анализом.

Результат факторного анализа технологических параметров представлен уравнением множественной регрессии

у = 11,25 4-1,08-л:, + 0,83-*3 + 0,92■ дг3 + 3,83^ (з>

где X/ -глубина спуска насоса;

Х2 — погружение под динамический уровень;

хз - динамический уровень.

Коэффициенты корреляции перед факторами X; и хз указывают на их незначительное влияние на полеты оборудования на забой, большее влияние оказывает фактор - глубина спуска насоса.

Научную ценность представляет результат, полученный при анализе влияния на РС-отказы зенитного угла интервала спуска насоса. Число аварийных отказов в интервалах по 5й представлено на рисунке 9, плотность распределения которых в виде эмпирической функции характеризует закономерность изменения аварийности от угла наклона. '

[шил Копичбстар аварий —Ш доля аварий в процентах —Полиноыиалилый (доля двд рий ■ проц»игах) |

Рисунок 9 - Зависимости доли аварий в процентах от угла наклона интервала спуска насоса Выявлен факт роста аварийности до 30° и снижения аварийности при углах наклона интервала спуска насоса выше 30". При наклоне интервала более 45 градусов аварии отсутствуют. Это можно объяснить тем, что степень свободы у насоса, расположенного в более пологом интервале скважины» снизу ограничена стенкой обсадной колонны.

Проведено исследование зависимости числа аварий от мощности ПЭД. Целью данного анализа является проверка предположения о том, что

«жесткость» удара по нижней части насосной компоновки зависит от мощности погружного электродвигателя. Такая тенденция действительно существует. Аварийность скважинного оборудования установок погружных центробежных насосов от мощности электродвигателя характеризуется степенной зависимостью (рисунок 10).

о 9 о о о о о

т ч е £

1" V* к* ^ , ,

Л * ■> « N т> Л

о*

Интервалы мощности ПЭД, кВт

ЕШЗЛвярнн ямрнн я лроцетя* С1е1гснной (аварии в процентах)

Рисунок 10 - Зависимость числа аварий от мощности ПЭД

Однако линия тренда показывает, что большие мощности обусловливают незначительный рост аварийности. Распространенное среди производственников суждение о росте аварийности УЭЦН с увеличением мощности двигателя, в результате чего наступает усталостное разрушение металла, не нашло своего полного подтверждения.

Из трех групп факторов, анализ аварийности по которым производился в отдельности, были выбраны основные факторы и по ним проведен полный факторный анализ. Основными осложняющими факторами они названы по признаку независимости от других факторов. Степень влияния факторов по

семи основным показателям представлена на рисунке 11. Это глубина подвески насоса, зазор между стенкой скважины н насосом, завод-изготовитель, угод наклона участка спуска насоса, обводненность, динамический уровень, ранее рассмотренные каждый в отдельности.

Получены значения коэффициентов регрессии, являющиеся количественной мерой влияния каждого из факторов. О характере влияния факторов говорят знаки коэффициентов в уравнении регрессии

где £>о = 13,05; ¿(=1,5275; Ьг =1,0750; Ь} =0,1857; ЬА =0,0900; Ь5 = -0,4800; Ьй = -0,4687; Ь7 = -0,0980.

Повышение численного значения факторов Ь;, 67 снижает аварийность оборудования, что имеет свое смысловое значение.

Полный факторный анализ подтверждает ранее полученные результаты по влиянию каждого из факторов, в то же время дополнительно показывает степень нх влияния в совокупности. '

Четвертый раздел посвящен разработке оборудования для предупреждения PC-отказов УЭЦН и результатам внедрения их на Самотлорском месторождении. Разработка технических средств по предупреждению аварий оборудования УЭЦН и внедрение их в производство стали возможны после установления основной причины PC — отказов оборудования — изгибно-усталостного характера их разрушения, обусловленного вибрацией нижней части насосной установки. Разработанное для этой цели устройство одновременно может быть использовано для перекрытия ствола скважины в процессе подземного ремонта без глушения пласта и предупреждения полета скважшшого насоса на забой.

По тематике диссертаций предложены следующие 3 технические устройства на уровне изобретений, первый из которых широко внедряется на объектах, обслуживаемых ЗАО «Центрофорс».

1 Резьбовое соединение узлов машин шпильками. Приоритет автора от 15.08.05 г, по заявке № 200525863/22(029037).

2 Устройство прогивоаварийное для установок погружных центробежных насосов для добычи нефти (патент РФ на полезную модель №57362).

3 Устройство дня перекрытия ствола скважины. Заявка на изобретение, per. X» 2005111520/03(013377), приоритет от 31.05.2005г., получено положительное решение Роспатента.

Основные выводы и рекомендации

I Анализ современного состояния проблемы аварийности оборудования УЭЦН в связи с интенсификацией добычи нефти, осуществляемой массовым проведением гидравлического разрыва пласта, созданием усиленных депрессий на пласт путем более глубокого спуска насоса в

скважине и форсированным отбором жидкости высокопроизводительными погружными центробежными насосами, позволил определить основные направления исследований проблемы.

2 Установлена закономерная взаимосвязь аварийных отказов и продолжительности безаварийной работы УЭЦН. Анализ аварийности УЭЦН в зависимости от наработки на Самотлорском месторождении показал, что 37 % аварий происходит за короткий промежуток времени эксплуатации, до выработки ресурса оборудования.

3 Исследованы зависимости аварийных отказов от геолого-промысловых, технико-технологических н конструктивных факторов. Выявлены основные характеристики распределений наработки до отказа. Установлены общие закономерности аварийных отказов от угла наклона ствола скважины в интервале размещения насоса, от обводненности продукции скважины, глубины спуска насоса, от динамического уровня жидкости и конструктивных параметров оборудования.

4 Проведен многофакторный анализ с ранжированием степени влияния каждого из факторов на аварийность УЭЦН, позволяющий разработать оптимальные мероприятия по сокращению РС-отказов.

5 Разработаны новые технические решения на уровне изобретений для сокращения, аварийных отказов, оборудования УЭЦН. Предложены принципиально новое противоаварийное устройство, высокоресурсные крепежные детали, устройство для перекрытия ствола скважины.

Список основных работ по теме диссертации

1 Влияние технологических факторов на аварийность установок погружных центробежных насосов /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин, Н.М. Ишмурзина//Нефтяное хозяйство. -2006.-Ks 7.-С. 102-104.

2 Анализ причин отказов установок погружных центробежных насосов в ООО «Лукойл-Западная Сибирь» /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин //Нефтяное хозяйство. -2001. - Na 4. - С. 58 - 62.

3 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.

4 Совершенствование ремонтного производства УЭЦН в рамках требований международного стандарта ISO 9002 /Р.НЛономарсв, А.А.Ишмурзин //Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения: материалы Всерос. науч.-практ. конф, -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. -С .140-145.

5 Ремонт и тестирование оборудования установок электроцентробежных насосов для добычи нефти /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин //Нефтегазовое дело: Электронный архив http ://www,ogbus .ru /authors/Ponomarev/Ponomarev-1. pdf. 24.05.2005.

6 К выбору интервала размещения скважинного насоса в наклонно-направленных скважинах /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин, Хоанг Тхин Нян //Нефтегазовое депо: Электронный архив http ://www.o Ebus.ru/authors /Ponomarev/Ponomarev-l. pdf. 12.04,2006

7 Анализ аварийных отказов, обусловленных конструкциями скважины и установок погружных центробежных насосов /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин //Нефтегазовое дело: Электронный архив http://www.ogbus.ru /authors/Ponomarev/PoQomarev-l.pdf. 03.07.2006.

8 Анализ влияния геологических факторов на аварийность УЭЦН /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин //Нефтегазовое дело: Электронный архив http ://www. oabus. ra/authors/Ponomarev/Ponomarev-1 • pdf. 05.07.2006

9 Зависимость аварийных отказов установок погружных центробежных насосов от времени работы в скважине /Р.Н. Пономарев, A.A. Ишмурзин //Нефтегазовое дело: Электронный архив http ://www. 0gbns.ru/author5 /Ponomarev/Ponomarev-l. pdf. 10.07.2006,

10 /А.А.Ишмурзин, Н.М.Ишмурзина, Р.М.Пономарев //Пат. № 57362 Российская Федерация, МПК Е21С 25/00 Устройство противоаварийное для установок погружных центробежных насосов для добычи нефти /Ишмурган А.А., Ишмурзина Н.М., Пономарев Р.Н. -заявл. 30.08.2005; опубл. 10.10.2006,Бюл.№28.-с.

Подписано в печать 14.11.06. Бумага офсетнаа. Формат 60*80 1/16. Гарнетура «Тайыо. Печать 1рафаре1на*. Усл. леч. л. 1. Тираж 90. Заказ 244. Типография Уфимского государственного нефтжного технического ушкрсикт». Адрес типографии; 450062, Респубяижа Баютортостая, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

ВВЕДЕНИЕ.

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.;.

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 скважины; угол наклона участка спуска насоса; высокая концентрация механических примесей; повышенное 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 отказа; установление основных осложняющих факторов и их ранжирование по степени их влияния на аварийность; разработка 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); научно- техническом 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.

1. Аптыкаев Г.А. Опыт эксплуатации электропогружных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -1998. -№3.

2. Аристов Б.В. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть» //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -1998. -№3

3. Ахмадуллин 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. Балакиров Ю.А., Камарницкий Н.В. Количественная оценка газлифтного эффекта в процессе работы погружных центробежных насосов //Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ. 1972. - № 7.-С. 19-20.

5. Биргер И.А., Иосилевич Т.Б. Резьбовые и фланцевые соединения. -М.: Машиностроение, 1990. -368 с.

6. Биргер И.А., Шорр Б.Ф., Иосилевич Г.В. Расчет на прочность деталей машин: Справочник -М.: Машиностроение, 1993. -640 с.

7. Блехман, И. И. Вибрационная механика: Научное издание М.: Физмат-лит: Наука, 1994. - 394 с.

8. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. -М.: Недра, 1968. -269 с.

9. Богданов 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. Богданов 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. Богданов 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. Богданов 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. Богданов А.А. Современные конструкции погружных центробежных электронасосов фирмы «Центрилифт» //Нефтепромысловое дело, -М.: ВНИИОЭНГ, вып. 4, 1993.

14. Богданов А.А. Современные конструкции, производство и эксплуатация погружных центробежных электронасосов фирмы «Рэда Памп» //Нефтепромысловое дело, -М.: ВНИИОЭНГ, вып. 3, 1993.

15. Боровиков В.П., Боровиков И.П. STATISTICA® -Статистический анализ и обработка данных в среде WINDOWS®.-M.: Информационно-издательский дом «Филинтъ», 1998. -608 с.

16. Бочарников 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. Вахитов 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. Волков 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. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях //Нефтяное хозяйство. 2002. - № 4.-С. - С. 2002

23. Генералов 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. Генералов 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. Генералов 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. Гильманов Г.Р. Об эксплуатации электроцентробежных погружных насосных установок при добыче высокообводнившейся жидкости //Нефтепромысловое дело. 1978. - № 10.-С.7-9.

27. Голиков 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. Григорян 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. Григорян Е.Е. Совершенствование и разработки оборудования УЭЦН -одно из направлений деятельности АО «Алнас». Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь 2002.

30. Дроздов А.Н. Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси //Нефтепромысловое дело. 1981. - № 12.-С.9-11.

31. Дроздов 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. Залятов 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. Залятов М.М. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть» //Химическое и нефтегазовое машиностроение,- 2000. ~№3.

34. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором. -Вестник Удмуртского университета. -2002, № 9. -С. 169-176.

35. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Повышение продолжительности безаварийной эксплуатации ЭЦН на форсированных режимах. Журнал Интервал, № 8(55), 2003.-С. 52-55.

36. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса //Нефтепромысловое дело. 1971. - № 4.-С.21-24.

37. Иванов М.Н. Детали машин. /Учебник для студентов механико-машиностроительных специальностей вузов. -М.: Высшая школа. -164.

38. Ивановский 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. Ивановский 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. Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002.

41. Игревский 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. Ишков Ю.И. Сервисные услуги по обслуживанию скважин с УЭЦН, оказываемые ЗАО «AJIHAC-Волга» //Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002.

44. Камалетдинов 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. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными электронасосами //Тем. Науч.-тен. Обзоры, сер. Нефтепромысловое дело /ВНИИОЭНГ. 1980. 35 с.

46. Кибирев Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО «Юганскнефтегаз» //Химическое и нефтегазовое машиностроение.-1998.-№3.

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

48. Козловский Н.С., Виноградов А.Н. Основы стандартизации, допуски, посадки технические измерения: Учебник для учащихся техникумов. -М.: Машиностроение, 1979. -224 с.

49. Коллакот, Р. Диагностика повреждений /Пер. с англ. //Под ред. П.Г.Бабаевского. М. : Мир, 1989. - 512 с.

50. Котов 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. Кубенко 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. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин //Нефтяное хозяйство. -1971. № 12. - С. 60 - 65.

53. Лукин А.В. Новые разработки «Алнас» //Доклады на VI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». -Альметьевск: Изд-во завода «Алнас», 2000. -С. 33.

54. Лутфуллин Р.Г. Эксплуатация УЭЦН в экстремальных условиях Красно-ленинского нефтегазоконденсатного месторождения //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000. -№3. -С. 27-28.

55. Ляпков 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. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации отечественного и импортного оборудования УЭЦН в ОАО "Юганскнефтегаз" //Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. - № З.-С. 16-19.

57. Марковец М.П. Прочность болтов со сбегом и с проточкой //Вестник машиностроения.- 1961,- № 5. 46-48 с.

58. Матаев 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. Месенжник Я.З., Прут Л.Я., Смильгевич В.В. Многокритериальный анализ решений при оценке электроцентробежных насосов//Электро. -2002.-№ 3.

60. Миронов Ю.С. Повышение надежности и эффективности работы установок электроцентробежных насосов //Нефтяное хозяйство. 1987, -№ 2. -С. 54-55.

61. Мищенко И.Т. Эксплуатация скважин ПЭЦН на нефтяных месторождениях Башкирии/Тем. науч.-техн. обзоры. Сер. Добыча, ВНИИОЭНГ, 1971. -92 с.

62. Мочернюк Д.Ю. Исследование и расчет резьбовых соединений труб, применяемых нефтедобывающей промышленности. -М.: Недра, 1970. -135 с.

63. Музипов, 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. Нагула 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. Нагула В.Д. Использование затрубного газа для подъема жидкости из скважин //Нефтепромысловое дело, 1984, № 3. -С. 15-17.

67. Нагула 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. Некипелов 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. Пахаруков, 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. Пахаруков, 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. Пекарников Н.Н. Влияние технологии ремонта и качества эксплуатации УЭЦН на повышение наработки на отказ //Химическое и нефтегазовое оборудование.- 2000.- №3.

73. Пекарников Н.Н. О роли совершенного сервиса в деле повышения эффективности эксплуатации УЭЦН. Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002.

74. Пекарников Н.Н. Ремонт и обслуживание УЭЦН. Сборник докладов III Всероссийской научно-практической конференции по нефтегазовому оборудованию. Пермь, ноябрь, 2001.

75. Перевощиков, С.И. Снижение гидродинамической вибрации центробежных насосов //Известия вузов. Нефть и газ. 1997. - №4. - С. 50-56.

76. Перельман 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. Перельман О.М., Мельников М.Ю., Рабинович А.И. Технология производства порошковых рабочих органов для УЭЦН //Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1997. - № 3.

78. Петрухин 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. Писаревский 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. Поляков, 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. Поляков, 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. Пономарев 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. Пономарев 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. Пономарев 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. Пономарев 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. Пономарев 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. Пчелинцев Ю.В. Моделирование резонансов ЭЦН //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности /Науч.-техн. журнал ВНИИОЭНГ, 2002, № 11. -С. 7 9.

89. Рабинович А.И. Новые направления и разработки ЗАО «Новомет -Пермь» //Сборник докладов III Всероссийской научно-практической конференции по нефтегазовому оборудованию. Пермь, ноябрь, 2001.

90. Реутов В.JI. Производство оборудования УЭЦН в ООО «Привод-ПЗУ» //Химическое и нефтегазовое машиностроение.- 2000,- №3.

91. Санталов 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. Саутин С.Н. Планирование эксперимента в химии и химической технологии. -Л.: Изд-во «Химия», 1975. -48 с.

93. Сафиуллин, 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. № 36701 7Е21В17/042, F16L15/00 «Соединение обсадных труб».

95. Смирнов 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. Сулейманов М. М. Шум и вибрация в нефтяной промышленности: Справочное пособие М. : Недра, 1990. - 160 с.

99. Тиличенко 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. Турыгин, 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. Тюрин 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. Фардиев М. А. Анализ «полетов» УЭЦН в Западной Сибири //Нефтепромысловое дело. -2000, №3. -С. 23-26.

107. Фролов, К. В. Вибрация-друг или враг? М.: Наука, 1984. - 144 с.

108. Хамидов Ш.М. Современные требования к оборудованию УЭЦН. эксплуатируемому в ОАО «Сургутнефтегаз»: Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002.

109. Хусаинов Ф.С. Вибрационная прочность сильфонных компенсаторов при продольных колебаниях //Известия вузов. Нефть и газ. -2001. -№ 1. -С. 62-67.

110. Чаронов 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. Шарипов А., и др. Способ определения давления на приеме погружного центробежного насоса//Нефтепромысловое дело, 1971, № 4. -С. 13-15.

113. Шелковников Е.А. Анализ причин аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000. -№ 3. -С. 10-12.

114. Шубов, И. Г. Шум и вибрация электрических машин 2-е изд., перераб., доп. - Л.: Энергоатомиздат, 1986. -208 с.

115. Шербюк Н.Д. Специальные резьбы для оборудования нефтяной, горнорудной и угольной промышленности //Вестник машиностроения. -1960.-№10.-С. 40-41.

116. Якимов 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