автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти

На правах рукописи

ТВ од

' 3 ИЮН 70Ц

ПЕТРУХИН ВЛАДИМИР ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Специальность 05.15.06-Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2000

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель: кандидат технических наук,

профессор Бочарников В.Ф.

Официальные оппоненты: -доктор технических наук,

профессор Кучумов Р.Я.

-кандидат технических наук,

старший научный сотрудник Попов В.А.

Ведущее предприятие: ОАО Тюменнефтегаз

Защита диссертации состоится « /У » 2000 года в 9—

на заседании диссертационного совета Д064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан « /7 » ¿¿а^г 2000 г.

Учёный секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

иш. 3-53-082^0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) добывается более 60 % годовой добычи нефти страны, для Тюменской области, по-прежнему остающейся основным регионом добычи нефти, данный способ является ведущим, как по объему добываемой продукции, так и по количеству эксплуатационного фонда скважин. По объему добычи в регионе УЭЦН обеспечивает - 68,9 %, установки штанговых скважинных насосов (УШСН) - 12,3 %, газлифт - 6,4 %, по количеству скважин, эксплуатируемых УЭЦН - 53,24%, УШСН - 31,04%, газлифт - 5,54%.

Таким образом, решение задач, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами является актуальной, как для месторождений Тюменской области, так и других нефтедобывающих регионов страны.

Более десяти лет назад в стране был начат серийный выпуск установок погружных центробежных электронасосов в модульном исполнении (УЭЦНМ), которые постепенно заменили установки электронасосов обычного исполнения (УЭЦН), и в настоящее время являются массовыми для нефтедобывающих предприятий.

Анализ промысловых данных об отказах оборудования УЭЦН показал, что существенно выросло количество отказов в скважинном оборудовании, приводящих к авариям типа «полет», заключающихся в обрыве колонны нкт, в насосном агрегате и падении насосного оборудования на забой скважины. В настоящее время на ликвидацию таких аварий затрачиваются сотни миллионов рублей, поиск технических решений, направленных на их сокращение является актуальной задачей. Известно, что причиной появления таких аварий является повышенная вибрация погружных насосных агрегатов модульного исполнения.

Б настоящей работе представлены исследования влияния вибрации на показатели работоспособности, долговечности насосного оборудования, определяющих эффективность эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦНМ и технические решения, направленные на снижение затрат при ликвидации аварий с оборудованием.

Цель работы

Исследование причин увеличения количества отказов со скважинным оборудованием и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти в модульном исполнении.

Задачи исследования

1. Анализ неисправностей и отказов погружного оборудования УЭЦНМ модульного исполнения на нефтедобывающих предприятиях региона.

2. Разработка классификации отказов погружного оборудования УЭЦНМ модульного исполнения с учетом влияния вибрации.

3. Разработка и создание стенда, измерительной системы для исследования вибрационных характеристик узлов и деталей насоса, режимов работы, угла наклона насосного агрегата, зазора в подшипниковых узлах.

4. Аналитические и экспериментальные исследования влияния напорной характеристики погружных насосных агрегатов, угла наклона насоса, конструкций его узлов, величины износа радиальных подшипников на вибрационную характеристику (осевую и радиальную вибрации) погружного насосного агрегата.

5. Практическое использование вибродиагностики при стендовых испытаниях погружных электродвигателей и насосных агрегатов в сборе в условиях ремонтных предприятий.

6. Сбор и анализ существующих конструкций устройств, предназначенных для предотвращения падения насосного агрегата на забой скважины, разработка и испытание противополетного устройства, встроенного в конструкцию агрегата.

Научная новизна

1. Создана и запатентована (пат.РФ № 2140573) принципиально новая конструкция лабораторного стенда, позволяющая исследовать влияние режимов работы, угла наклона, конструктивных особенностей узлов на осевую и радиальную вибрации насосов.

2. Разработана классификация отказов погружных насосов и гидрозащит электродвигателей, позволяющая систематизировать неисправности, прогнозировать тех-

ническое состояние узлов насосных агрегатов, определять направление повышения работоспособности скважинного насосного оборудования.

3. Установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов от напорной характеристики насоса, конструкции его узлов, угла наклона насосного агрегата в скважине, износа радиальных подшипников.

4. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов в виде периода цикла на-гружения и всплесков амплитуд вибрации от напорной характеристики агрегата, состояния радиальных подшипников, что позволяет прогнозировать долговечность работы погружных насосных агрегатов при эксплуатации.

6. Разработано и запатентовано (пат. РФ № 2129226) устройство, встроенное в конструкцию погружного насоса, предотвращающее падение насосного агрегата на забой скважины.

Практическая ценность

1. Использование вибродиагностики при стендовых испытаниях на ремонтных предприятиях отрасли позволяет повысить качество контроля погружных электродвигателей и насосных агрегатов, как новых, так и прошедших ремонт, исключая попадание неисправных насосных агрегатов на скважины.

2. Полученные зависимости параметров вибрации от режима работы, угла на-<лона агрегата в скважине и величины износа подшипниковых узлов, позволят оце-швать техническое состояние насосных агрегатов перед спуском в скважину и про-нозировать долговечность его работы в скважине, а также разрабатывать новые кон-ггрукции насосных агрегатов с уменьшенной вибрацией.

3. Созданный лабораторный стенд, позволяет экспериментально определять тактические вибрационные характеристики (раздельно осевую и радиальную вибра-1ию) для новых конструкций рабочих колес и направляющих аппаратов, подшипни-овых узлов и входных модулей в натуральную величину, прогнозировать продолжи-елыюсть их работы в скважинах.

4. Созданная и запатентованная конструкция встроенного в насос противопо-етного устройства позволит предотвратить падение погружных насосных агрегатов

на забой скважины, тем самым существенно сократить затраты, связанные с ликвидацией таких аварий.

5. Основным источником осевой вибрации, вызывающей усталостное разрушение нкт, фланцевых соединений, корпусов, сопровождающееся падением агрегата является существующая конструкция входного модуля, которая требует его усовершенствования в разрезе уменьшения вибрации или перехода на немодульные конструкции, путем встраивания входного модуля в протектор гидрозащиты.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались:

- на И Всесоюзной научной конференции «Нефть и газ Западной Сибири», Тюмень, 1989 г.;

- на межгосударственной научно-технической конференции Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки», посвященной 30-летию Тюменского индустриального института, Тюмень, 1993 г.;

- на XVII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 35-летию Тюменского государственного нефтегазового университета, Тюмень, 1998 г.;

- на МНТК ОАО ГАЗПРОМ и ОАО ЗАПСИБГАЗПРОМ «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России», Тюмень, 1999 г.

Публикации.

Основные положения диссертации изложены в 16 печатных работах, в том числе отражены в трех патентах.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из 4-х разделов, основных выводов, списка литературы из 101 наименований, содержит 169 с. машинописного текста, 52 рис., 20 табл., и 14 приложений.

Автор выражает большую благодарность д.ф-м.н. профессору Ю.В. Пахаруко-ву за ценные консультации и критические замечания при выполнении диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, а также научная новизна выполненных исследований и их практическая ценность.

В первом разделе проанализировано состояние научных представлений о надежности погружного оборудования УЭЦН в развитии до настоящего времени.

Рассмотрена методика сбора и обработки статистических данных об отказах оборудования, разработанная отдельным конструкторским бюро бесштанговых насосов (ОКБ БН), широко используемая в стране. Имеющиеся статистические данные об отказах в УЭЦН собраны для насосных агрегатов немодульного исполнения.

С массовым внедрением насосных агрегатов модульного исполнения появился ряд специфических отказов, которые ранее не анализировались. На основе методики ОКБ БН собраны и проанализированы статистические данные по ведущим нефтедобывающим предприятиям региона. Проведен сравнительный анализ отказов погружного оборудования модульного и обычного исполнений, выявлены количественные изменения известных видов отказов и появление новых, присущих только модульным конструкциям.

В установках ЭЦНМ модульного исполнения возросло количество отказов в погружном оборудовании по сравнению с немодульными конструкциями в целом на 25-30 %, при этом появились отказы, получившие название «полет», которые заключаются в падении скважинного оборудования на забой скважины и вызывают сущест-зеииое увеличение объема работ по извлечению погружного оборудования из сква-кины.

Отказы в погружном оборудовании модульного исполнения по месту обрыва >аспределяются в зависимости от региона и нефтегазодобывающих предприятий, шедующим образом: обрывы НКТ до 38 %; обрывы по фланцевому соединению

верхней секции с модулем-головкой - до 14% и обрывы по фланцам верхней и нижней секции - до 33 %.

Анализ обрывов ЭЦНМ показал, что увеличение числа падений насосных агрегатов связано с усталостным разрушением материала колонны нкт, фланцевых соединений насосного агрегата основной причиной которого является резко возросшая величина вибрации в модульных насосах.

На основании анализа причин неисправностей предложена классификация отказов погружных насосов и гидрозащит электродвигателей в которой выделены отказы, вызванные повышенной вибрацией погружных насосных агрегатов модульного исполнения.

Во втором разделе приведен анализ ранее опубликованных материалов по вопросам исследования вибрации и применения вибродиагностики нефтепромыслового оборудования, определены задачи экспериментальных исследований на лабораторной установке. В разделе определены задачи вибродиагностики погружного оборудования ЭЦН, рассмотрены работы отечественных и зарубежных ученых, посвященные вопросам надежности и диагностики погружного оборудования.

На основании ранее проведённых исследований отмечается, что вибрация сопровождающая работу агрегата полностью определяется его техническим состоянием, что позволяет использовать параметры вибрации для оценки качества их изготовления и сборки, а по уровню отдельных гармоник определять причину повышенной вибрации агрегата.

Проведенный анализ опубликованых работ отечественных исследователей, Р.А.Максутова, А.А.Богданова, И.М.Алиева, Л.С.Каплана, В.А.Рафиева, А.В.Семенова и других ученых, в области вкбродиагностики оборудования ЭЦН показал, что измерение вибрации сводилось к определению вибрации электродвигателей и насосных агрегатов при стендовых испытаниях нового и отремонтированного оборудования по общему уровню и спектру радиальной вибрации, что не позволяет определить причину усталостного разрушения и аварий типа «полет» в насосных агрегатах модульного исполнения.

Определены задачи экспериментальных исследований применительно к оборудованию ЭЦН модульного исполнения.

Экспериментальные исследования вибрации погружных центробежных электронасосов (ЭЦНМ) модульного исполнения выполнялись на специально созданной и запатентованной лабораторной установке, обеспечивающей испытания узлов и деталей серийно выпускаемых погружных насосов, влияния режима работы и угла наклона насосного агрегата, износа подшипниковых узлов.

В разделе приведено описание лабораторной установки, ее оснащенность измерительными приборами.

Задачами лабораторных исследований ставились: исследование влияния сборочных единиц насосного агрегата на общую вибрацию сборки; исследование влияния режима работы, величины износа подшипников и угла наклона насосного агрегата на его вибрационную характеристику; исследование резонансных явлений па различных режимах работы насоса.

Исследования на лабораторной установке показали, что главным источником повышенной вибрации модульного насосного агрегата является конструкция входного модуля, который вызывает увеличение радиальной вибрации сборки на 23 %, а осевой вибрации на 106 %, при этом осевая вибрация превышает радиальную в 2,8 раза.

Изменение подачи и напора для серийных ступеней ЭЦН5-80 показало, что радиальная и осевая вибрация незначительно зависит от напорной характеристики насо-:а, так изменение радиальной вибраций находится в пределах 10% и осевой 20%, наблюдаемой только в области оптимальной подачи.

Износ радиальных опор в насосе в пределах от минимального до предельно до-1устимого не оказывает существенного влияния на осевую вибрацию, изменяющуюся I пределах не более 13 %, при этом радиальная вибрация возросла на 44 %.

Радиальная и осевая вибрации для вертикального и горизонтального положе-1ИЙ насосного агрегата практически равны, изменение угла наклона от 0 до 90°, вы-ывает незначительное изменение до 15 % при углах наклона 15 - 30 и практически е зависит от величины износа подшипников.

Запись радиальных виброхарактеристик на самописце показала наличие на иклограмме выбросов сигнала, в виде резкого увеличения амплитуды, через равные ромежутки времени, измерение на стандартных частотах октавных фильтров пока-ш наличие двух гармоник на низкой (оборотной) частоте и высокой (2000 Гц).

Спектр Фурье, полученный с помощью спектроанализатора С81-1900 для этого эксперимента, состоял из плотного множества пиков во всем диапазоне измерения.

Проведенные измерения виброхарактеристик системы для нового и изношенного насоса на любых режимах работы выявили следующие закономерности: ха рактер колебаний не соответствовал линейности системы, т.к. периодическое воздей ствие не вызывало периодический отклик; в многочисленных экспериментах не на блюдались резонансные явления; квазипериодические сигналы прерывались случай ними выбросами, что видно на циклограмме самописца. Последнее представляете! особенно странным, поскольку такое поведение обычно свойственно для нелинейны; систем в режиме приближения к хаотическим колебаниям. Об этом же может свиде тсльствовать появление высоких гармоник (субгармоник) в Фурье спектре сигнала.

.о

Е >

Т,с

Рис.1. Циклограмма радиальной виброскорости

0,25 * 0Д

X

"20,15 &

| 0,1

■в ва

0,05 0

/ N /

31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 Частота фильтра I . гц

Рис.2. Величина радиальной виброскорости на частотах октавных фильтров

1.8 > 1.6 1.4 1,2 I

' 0.8 0.6 '0.4

0,2 0

м п п п п

# ^ Частота, Гц

Рис.3. Фурье спектр радиального виброускорения

Существующая теория линейной зависимости величины вибрации от износа не объясняет результаты экспериментальных исследований.

В третьем разделе характер действия вибрации в погружном оборудовании ЭЦН объясняется с помощью математической модели.

В теории колебаний существует несколько классов динамического состояния: равновесие, периодическое движение и квазипериодическое движение. Такие состояния называются аттракторами, т.е., в присутствии затухания любые промежуточные отклонения подавляются, в результате система переходит в одно из перечисленных состояний. Хаотические колебания не сводятся ни к одному из аттракторов. Хаотическое движение - движение, которое является непредсказуемым из-за наличия неопределенности начальных условий. Такого рода множество движений обычно связывается с аттрактором, который определяет рамки структуры хаотической динамики дис-гипативных систем. Эту структуру нельзя усмотреть с помощью традиционных методов анализа т.е. откладывая зависимость амплитуды от времени или частоты колебаний.

Закономерность (структуру) динамики следует искать в фазовом пространстве 'когда по осям откладывается координата и скорость). Наглядный анализ колебаний

'добно проводить в фазовом пространстве (X, X); X - координата, Х- скорость. 4апример: движение осциллятора без затухания:

+ = 0 . (3.1)

можно представить на фазовой плоскости в виде эллипса.

В общем случае динамическую модель можно представить в виде системы дифференциальных уравнений:

X- f(x) (3.2)

Равновесие осциллятора определяется точкой из равенства X =0, или f(xo)=0. Периодическому движению на фазовой плоскости соответствует замкнутая кривая. Такие уравнения для непрерывно эволюционирующей системы, можно вывести с помощью сечения Пуанкаре из эволюции параметров системы на дискретно выбранных моментах времени. Отображение Пуанкаре дает возможность отличить друг от друга периодическое движение, квазипериодическое и хаотическое.

Считается, что система, демонстрирующая нелинейную динамику должна быть нелинейной, тогда периодическое внешнее воздействие вызовет непериодический сигнал, но возможен другой случай, когда основные компоненты линейны, тогда нелинейность будет связана с какими то иными тонкими эффектами. Подобное, по-видимому реализуется в погружном оборудовании ЭЦНМ. Основной элемент конструкции ответственный за периодические колебания это ротатор - хорошо изученная линейная динамическая система, но электронасос собран так, что имеется зазор в подшипниковых узлах скольжения в которых конечно же присутствует нелинейное трение. Следовательно, нелинейность может скрываться в граничных условиях.

' Рассмотрим модель вращающегося ротатора с частотой вращения со0, с моментом инерции (I), с затуханием а и с действующим моментом (а-со0). Будем считать, что неточность центрирования ротатора и вибрацию электродвигателя можно моделировать набором случайных толчков с амплитудой F0. В промежутке времени между толчками пт-е"'< t < (п+1)х-е'' (е"'«1, п - целое число, т - длительность толчка) выполняется непрерывность движения. В этом случае уравнение движения будет иметь следующий вид:

\т + а(со - со0) = F ¿ 5(t - пт), (3.3)

где 6 - дельта функция; ы - частота вращения; F = F0 f(9), 0 = fflt

Если F=0, то уравнение имеет стационарное решение ю = со0, 9 = co0t. Так как скорость между толчками меняется плавно, можно получить общее решение уравнения (3.3):

co(t) = cone-r<,-nT) + Fo £ ) dt'e*'-0 S(t'- шт) (3.4)

'"-0 nr-i-"1

Это выражение может быть сведено к двумерному отображению связывающе-

0

му (0„, соп) с (0п+|, а„н) • Проведя замену переменных xn = — (mod 1),

2 л-

у„ = ———, 0 < 0 < 2л получили отображение Пуанкаре. а>„

х„+. = {х„+ ~ + П('"е"ГГ) [у„ + f(xn)s]}, (3.5)

2ж 2 ягт

Которое в случае --- 0, но --- е -» 1, переходит в одномерное.

гг г

xn+1 = {x„+^- + ^-af(x„)}, (3.6)

2 /г 2лг

л I (1-е")

где 0 < а< 1, а = --- е.

г

Конкретный вид функции f(xn) нас не интересует, для качественного анализа достаточно ограничиться приближением

ftxn)*x„ + x>. (3.7)

С учётом этого, получим приближённое выражение для одномерного отображения

х„+, = {х„+^-+их^}. (3.8)

2 я

Из теории колебаний известно, что характер движения определяется с помощью собственных значений матрицы системы дифференциальных уравнений и их пересечением с единичной окружностью.

Пересечение единичной окружности в точке +1 означает, что собственное значение S(a) должно равняться единице

S(a)=^=l. (3.9)

а\п

где а- управляющий параметр.

Если а = ао, то кривая Л",,, будет касаться диагонали в неподвижной точке Х°

рис.3.2. В этом случае должно соблюдаться условие — =0, что соответствует шо=0.

2л

Рассмотрим отображение Пуанкаре Хп+1 от Х„, при малом положительном

—>0 между диагональю и кривой А"„и образуется узкий канал. На рис.6 пред-2л

ставлено отображение Пуанкаре для данной модели.

Из рисунка видно, что отображение не имеет устойчивых неподвижных точек. Итерации, начинающиеся в отрицательной области Хп систематически перемещаются в область А" >0, так как — >0, то справедливо неравенство 1л

(ЗЛО)

Рис. 4. График отображения Х„->Х„+| вблизи неподвижной точки

Рис.5. Отображение Пуанкаре для рассматриваемой модели

Однако в системе движение сильно замедляется, что приводит к увеличению итераций для прохождения через узкий канал между кривой отображения и биссектрисой. Но колебания в системе более не устойчивы, так как отображение первого

возвращения Х„ —> X (X , —) не имеет неподвижной точки вблизи нуля и поэтому

2л

не существует периодического решения уравнений движения вблизи. предельного цикла. Это приводит к появлению длинных областей с квазиустойчивым состоянием (ламинарный участок). После выхода из узкого канала в системе нарастают хаотические колебания.

В данной работе результаты теоретического анализа сравнивались с экспериментальными измерениями вибрации. За основу измерения было выбрано виброускорение, измеряемое в радиальном направлении, что как раз соответствует выбранной модели. Метод измерения подробно изложен во второй главе настоящей работы.

Результаты измерения приведены на рис. из которого видно соответствие экспериментальных результатов теоретическим, т.е. отчётливо наблюдается чередование участков сильной и слабой вибрации, соответствующих хаотическому и периодическим режимам.

Таким образом, в системе не содержащей нелинейного элемента, наблюдается появление хаотического режима как причины усиления вибрации.

Разрушительная величина вибрации является результатом хаотических колебаний вследствие нелинейной динамики механизма. Рассмотренная модель ротатора на вращение которого накладывается случайная последовательность толчков хорошо согласуется с экспериментальными результатами. Существование двух частот в эксперименте убедительно представлено в показаниях самописца при регистрации величи-. ны вибрации (рис.1).

Хаотическая природа вибрации является частью общего динамического процесса при работе погружных насосных агрегатов, такое объяснение динамических процессов открывает возможности снижения аварийных ситуаций при эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти.

Появившаяся возможность вычисления периода появления выбросов сигнала дает инструмент для расчета цикличности нагружения элементов составляющих насосный агрегат, что позволит определить выносливость деталей ответственных за

аварийные обрывы скважинного оборудования и определить индивидуальный ресурс для любой насосной установки.

Управление процессом увеличения ламинарного участка позволит создавать конструкции погружных агрегатов, с уменьшенной вибрацией. Одним из направлений является создание виброгасящих модулей, так как изменение радиальных размеров секций насоса не является источником возбуждения повышенных вибраций.

В четвертом разделе рассмотрены мероприятия по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти.

Решение задачи повышения межремонтного периода нефтяных скважин, эксплуатируемых УЭЦН, потребует наряду с повышением технического уровня и качества производства нового оборудования, решения комплекса мероприятий по повышению эксплуатационной надежности, отремонтированного оборудования. Эксплуатация и ремонт оборудования на многих промыслах не может быть признана удовлетворительной.

Повышение качества ремонта, улучшение монтажа и обслуживания является существенным резервом увеличения межремонтного периода работы скважины. Для повышения контроля качества изготовления и ремонта насосных агрегатов необходимо унифицировать испытательное оборудование и оснастить ремонтные предприятия стендами, идентичными применяемым на заводах-изготовителях.

На первом этапе на ремонтных предприятиях Татарстана, Башкортостана, Тюменской области вибродиагностика появилась стихийно, и предназначалась для предотвращения поступления на скважины оборудования с дефектами. Вибродиагностика сводилась к определению виброхарактеристики электродвигателей, для которых имелся норматив по вибрации.

Обследование стендового оборудования ремонтных предприятий Главтюмен-нефтегаза в конце 80-х годов показало, на недостаточную оснащенность ряда ремонтных предприятий стендовыми скважинами, обеспечивающими снятие динамических характеристик насосных агрегатов.

Для унификации оборудования стендовых скважин в ремонтных цехах, по заданию Главтюменнефтегаза была разработана техническая документация в блочном

исполнении с использованием вибродиагностики при стендовых испытаниях, на основе которой создан участок стендовых испытаний в п/о Юганскнефтегаз. Впервые при испытании электродвигателей и насосных агрегатов в стендовых скважинах было использовано раздельное измерение осевой и радиальной вибрации, которое производилось совместно со снятием напорной характеристикой, что позволило осуществить выбраковку электродвигателей по нормативам вибрации и получение информации о вибрационных характеристиках насосных агрегатов в сборе.

Вибродиагностика погружных электродвигателей с целью выбраковки в начале 90-х годов на стендовом оборудовании п/о Юганскнефтегаз показала, что у 40,3 % от общего числа испытанных электродвигателей (263 единицы) величина вибрации превышает допустимые нормы.

В связи с появлением в 90-х годах «полетов» в насосных агрегатах модульного исполнения наступает второй период вибродиагностики на ремонтных предприятиях, где осуществляется определение вибрационных характеристик насосных агрегатов, что позволяет оценивать не только техническое состояние, но и прогнозировать работоспособность и долговечность погружных насосов при эксплуатации. В разделе представлен анализ и обобщен материал по существующим устройствам, предотвращающим аварийное падение агрегатов на забой при расчленении установок в результате усталостного разрушения материала, которые подразделены на два вида, устройства, противополетные, встраиваемые в конструкцию насосного агрегата и устройства, работающие совместно с насосным атрегатом. Приведено описание разработанного и испытанного противополетного устройства, встроенного в насосный агрегат (патент 1Ш 2129226), на Кудринском месторождении (ОАО НК «ЮКОС»), а также формулы для его расчета. Экономический эффект от применения данного противополетного устройства составит 330 964 рубля на одну скважину.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Анализ работы скважинного оборудования УЭЦН на промыслах показал, что в установках модульного исполнения (УЭЦНМ) возросло на 25-30 % количество отказов в погружном оборудовании, по сравнению с немодульными конструкциями (ЭЦН), при этом резко возросло количество отказов типа «полет», заключающихся в падении скважинного оборудования на забой, ликвидация которых требует сущест-

венного увеличения затрат. Отказы распределяются: обрывы нижней части колонны нкт -45 %, обрывы по фланцевым соединениям верхней секции и модуль-головки -14%,. во фланцевых соединениях насосных секций - 30 %, нижняя секция-гидрозащита - 7 %, на остальные редко встречающиеся обрывы 4%.

Установлено, что основной причиной расчленения по трубам и во фланцевых соединениях является повышенная вибрация насосных агрегатов модульного исполнения, с учетом которой предложена классификация отказов погружных насосов и гидрозащит электродвигателей, позволяющая систематизировать неисправности, прогнозировать слабые узлы насосных агрегатов и определять направления повышения работоспособности и долговечности.

Исследование взаимосвязи осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорной характеристикой насоса, конструкцией его узлов, износом радиальных подшипников, угла наклона насосного агрегата, выполнялись на специально созданной, запатентованной установке (патент 1Ш2140573) динамических испытаний, а также на стендовых скважинах ремонтных предприятий.

Исследованиями установлено:

- основной причиной обрыва нкг и фланцевых соединений насосных агрегатов является осевая вибрация, источник которой - конструкция входного модуля, вызывающая увеличение осевой вибрации в 2,8 раза по сравнению с радиальной;

- величина осевой и радиальной вибрации незначительно зависит от напорной характеристики, так для серийных ступеней ЭЦН5-80 изменение осевой вибрации не превышало 20 %, наблюдаемой в области оптимальной подачи, а радиальной в пределах 10 %;

- осевая и радиальная вибрация мало зависит от угла наклона агрегата, для вертикального и горизонтального положений она практически одинакова, некоторое увеличение, до 15 %, наблюдается при углах наклона 15-30°;

- износ радиальных подшипников насоса от минимального до предельно допустимого, выражающийся в увеличении зазора в 3,75 - 5 раз вызывает увеличение осевой вибрации не более 13 %, а радиальной до 44 %, таким образом, величина осевой вибрации мало меняется в процессе эксплуатации, следовательно, повышение межремонтного периода эксплуатации скважин следует искать в разработках вибро-

гасящих модулей и изменении конструкции насоса, а для предотвращения падений при наличии обрыва использовать конструкции противополетных устройств.

Разработано теоретическое обоснование, определяющее взаимосвязь вибрационной характеристики погружных насосов в виде периода цикла нагружения с напорной характеристикой насосных агрегатов и износом подшипников, что позволяет прогнозировать выносливость деталей и узлов, техническое состояние и долговечность агрегатов при эксплуатации.

Применение вибродиагностики при стендовых испытаниях входного и выходного контроля на ремонтных предприятиях отрасли позволяет без разборки оборудования предотвратить поступление на скважины нового оборудования с дефектами или некачественно отремонтированного, чем существенно снижаются затраты, связанные с транспортными, спуско-подъемными операциями, простоем скважин, т.е. способствует повышению эффективности нефтедобычи.

Разработано и испытано противополетное устройство (патент 1Ш 2129226) на Кудринском месторождении (ОАО НК «ЮКОС»), Экономический эффект от применения данного противополетного устройства составит 330 964 рубля на скважину.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Нестандартное оборудование для испытания ПЭД после капитального ремонта с принудительной циркуляцией масла.«Нефть и газ Западной Сибири». 2 Всесоюзная конференция. Тезисы докладов. Том 1.- Тюмень, 1989, с. 177.

2. Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Вибродиагностика погружных электродвигателей ПЭД при стендовых испытаниях. Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень, 1990, 107-111 с.

3. Петрухин В.В., Корнилов В.В., Сергиенко В.П. Применение вибродиагностики погружных электродвигателей ПЭД в НЦБПО НПО г. Нефтеюганска. Вопросы бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Деп. сборник. М. ВИНИТИ, 1991, 87-90 с.

I. Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Методика исследования работоспособности погружных центробежных электронасосов ЭЦН методом вибродиагностики. «Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки». Тезисы докладов.

Межгосударственная научно-техническая конференция, посвященная 30-летию ТюмИИ. Тюмень, ТюмИИ, 1993, 98-99 с.

5. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Стенд для испытания ступеней ЭЦН. Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири,- Межвузовский сборник научных трудов.- Тюмень: ТюмИИ, 1994, 91-94 с.

6. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Лабораторное исследование вибрации ступеней погружных центробежных электронасосов для добычи нефти. Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Межвузовский сборник научных трудов. Том 2., Тюмень, ТюмГНГУ, 1997, 11-17 с.

7. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф., Анашкина A.A. Стендовые испытания ступеней погружных центробежных электронасосов для добычи нефти. Методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Машины и оборудование для добычи нефти и газа» для студентов дневного и заочного обучения спец. 17.02 (МОП), Тюмень, ТюмГНГУ, 1998,23 с.

8. Ефимцев A.B., Заикин Н.В., Петрухин В.В. Разработка нестандартных узлов ЭЦН. Новые технологии . - нефтегазовому региону. Тезисы докладов. Тюмень, ТюмГНГУ, 1998.-109-110 с.

9. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах, как результат хаотической динамики. Тюмень, ТюмГНГУ, Известия вузов. Нефть и газ, 1999, № 3, 63-68 с.

10.Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Снижение вибрации в погружных центробежных электронасосах, вызванной хаотической динамикой. Тюмень, ТюмГНГУ, Известия вузов. Нефть и газ, 1999, № 5,41-45 с.

11.Пат. № 2129296РФ, 6F 04D 13/10. Погружной центробежный насосный агрегат / Петрухин В .В., Бочарников В.Ф.- Опубл. в Б.И.-1999 №11.

12. Пат. № 2136971РФ, 6F 04D 13/10. Погружной центробежный насосный агрегат / Петрухин В .В., Бочарников В.Ф.- Опубл. в Б.И.-1999 № 25.

13. Пат. № 2140573,6F 04В 51/00. Стенд для динамических испытаний насосов / Бочарников В.Ф., Петрухин В.В.- Опубл. в Б.И.-1999 № 30.

14. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Устройство для предотвращения падения погружных центробежных электронасосов на забой скважины // Ресурсосбережение

в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч. техн. конф. ОАО Газпром, выпуск 2, Тюмень, 1999, с.4.

15.Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Погружной центробежный электронасос для наклонно-направленных скважин с высокой интенсивностью набора кривизны ство ла // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч. техн. конф. ОАО Газпром, выпуск 1, Тюмень, 1999, е.,50.

16. Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Классификация отказов и неисправностей погружных центробежных электронасосов для добычи нефти // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч. техн. конф. ОАО Газпром, выпуск 1, Тюмень, 1999, с.48

Соискатель

В.В. Петрухин

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ РАБОТЫ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

1.1. Анализ фонда скважин по способам добычи.

1.2. Состояние научных представлений о надежности УЭЦН. Анализ оборудования УЭЦН по методике ОКБ БН.

1.3. Анализ отказов УЭЦН.

1.4. Исследования в области влияния газа и водонефтяных смесей на вибрационные параметры погружных центробежных электронасосов

1.5. Выводы по первому разделу

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Анализ работ по исследуемой проблеме. Оценка технического состояния нефтепромыслового оборудования вибрационными методами.

2.2. Краткий обзор. Колебания как источник вибрации.

2.3. Экспериментальные исследования на лабораторном стенде.

2.4. Описание лабораторного испытательного стенда.

2.4.1. Измерительные приборы.

2.4.2. Погрешности измерения параметров на лабораторном испытательном стенде.

2.5. Методика проведения эксперимента.

2.6. Результаты экспериментальных исследований.

2.7. Выводы по второму разделу.

3. ХАОТИЧЕСКАЯ ДИНАМИКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА.

3.1. Введение в теорию хаотической динамики.

3.2. Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах, как результат хаотической динамики.

3.3. Снижение вибрации в погружных центробежных электронасосах.

3.4. Выводы по третьему разделу.

4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.

4.1. Применение вибродиагностики погружных центробежных электронасосов.

4.1.1. Типовое стендовое оборудование испытания насосных агрегатов.

4.1.2. Применение вибродиагностики при стендовых испытаниях.

4.1.3. Вибродиагностика погружных электродвигателей.

4.1.4. Методика определения экономической эффективности и выходного контроля на ремонтных предприятиях.

4.2. Устройства для предотвращения падения насосных агрегатов на забой скважины.

4.3. Модуль-головка с противополетным устройством.

4.4. Определение эффективности использования модуля-головки с противополетным устройством.

4.5. Выводы по четвертому разделу

Современное состояние нефтедобычи в Тюменской области соответствует положению дел в нефтегазодобывающем комплексе России в целом и ведущих нефтедобывающих странах.

Снижение объемов добычи нефти в последние годы является одной из самых сложных и актуальных проблем, стоящих перед нефтяными компаниями.

Факт падения годовой добычи нефти не является исключительным и характерным только для нашей страны, аналогичная картина наблюдается в 12 из 16 стран, входивших в течение тридцати лет в число первых нефтедобывающих стран. Причины падения добычи различны, максимум же нефтедобычи в мире приходиться на 1979 год. В течение ряда лет в мире наблюдается некоторая стабилизация на уровне крупнейших нефтяных компаний, которая сменяется падением добычи, в одном лишь Китае наблюдается очень малый, но стабильный рост добычи нефти.

В нашей стране в 1997 году ряду нефтяных компаний удалось повысить и стабилизировать нефтедобычу, но общая тенденция к понижению добычи остается, так за первые шесть месяцев 1999 года российскими предприятиями добыто 143 млн.тонн нефти и газоконденсата, что на 9,3% меньше чем за первые шесть месяцев 1998 года.

На основании анализа состояния дел в нефтедобыче страны многие авторы обзорных материалов называют множество причин, среди которых некоторые достаточно противоречивы. Полагаясь на многолетний опыт и знание особенностей нефтедобычи России можно привести выводы, сделанные В.Н. Щелкачевым, объясняющие продолжающееся падение нефтедобычи в стране. 6

Рассматривая положение в нефтедобыче России необходимо отметить, что лидирующее положение в стране по добыче нефти и газа по-прежнему занимает Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс и в частности Тюменская область. Промышленная добыча в регионе началась в 1964 году, максимальный годовой уровень добычи нефти - 408,6 млн. тонн был достигнут в 1988 году. Перспективы дальнейшего развития и добычи нефти в регионе определяется состоянием его сырьевой базы. Согласно прогнозам, на Западную Сибирь приходится более половины неразведанных ресурсов углеводородов России (около 52%).

В развитии отрасли региона в последнее время намечается тенденция формирования новой стратегии в бурении с увеличением объемов буровых работ, разработки и вводе в эксплуатацию как новых, так и уже открытых месторождений. Развитие технологии добычи нефти напрямую связано с совершенствованием нефтедобывающего оборудования. Поэтому успешная добыча зависит от качества добывающего оборудования, правильности его подбора и эксплуатации.

Способ добычи нефти погружными центробежными электронасосами (УЭЦН) является одним из наиболее массовых, занимая 2-е место в стране и доминирующее в регионе, так установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) добывается более 60 % годовой добычи нефти страны, для Тюменской области, по объему добычи УЭЦН обеспечивает - 68,9 %, установки штанговых скважинных насосов (УШСН) - 12,3 %, газлифт - 6,4 %, по количеству скважин, эксплуатируемых УЭЦН - 53,24%, УШСН - 31,04%, газлифт - 5,54%.

Таким образом, решение задач, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами является акту7 альной, как для месторождений Тюменской области, так и других нефтедобывающих регионов страны.

Более десяти лет назад в стране был начат серийный выпуск установок погружных центробежных электронасосов в модульном исполнении (УЭЦНМ), которые постепенно заменили установки электронасосов обычного исполнения (УЭЦН), и в настоящее время являются массовыми для нефтедобывающих предприятий.

Анализ промысловых данных об отказах оборудования УЭЦНМ показал, что существенно выросло количество отказов в скважинном оборудовании, приводящих к авариям типа «полет», заключающихся в обрыве колонны насосно-компрессорныз труб (нкт), в насосном агрегате и падении насосного оборудования на забой скважины. В настоящее время на ликвидацию таких аварий затрачиваются сотни миллионов рублей, поиск технических решений, направленных на их сокращение является актуальной задачей. Известно, что причиной появления таких аварий является повышенная вибрация погружных насосных агрегатов модульного исполнения.

На основании ранее проведённых исследований многочисленными учеными утверждалось, что вибрация, сопровождающая работу агрегата, полностью определяется его техническим состоянием, это позволяет использовать параметры вибрации для оценки качества их изготовления и сборки, а по уровню отдельных гармоник определять причину повышенной вибрации агрегата.

В разное время решению этих проблем были посвящены работы отечественных исследователей, Р.А.Максутова, А.А.Богданова, И.М.Алиева, Л.С.Каплана, В.А.Рафиева, А.В.Семенова и других ученых, в области вибродиагностики и надежности оборудования ЭЦН. 8

В настоящее время состояние проблемы вибродиагностики сводится к определению вибрации электродвигателей и насосных агрегатов при стендовых испытаниях нового и отремонтированного оборудования по общему уровню и спектру радиальной вибрации, что не позволяет определить причину усталостного разрушения и аварий типа «полет» в насосных агрегатах модульного исполнения и прогнозировать ресурс испытанного оборудования. Широкому применению вибродиагностики препятствует недостаточная оснащенность ремонтных предприятий диагностической аппаратурой и специальным стендовым оборудованием для испытания и вибродиагностики ЭЦН.

С учетом состояния проблемы эксплуатации погружных центробежных электронасосов модульного исполнения определены цель работы и сформулированы задачи исследований.

Цель работы

Исследование причин увеличения количества отказов со скважинным оборудованием и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти в модульном исполнении.

Задачи исследований

1. Анализ неисправностей и отказов погружного оборудования УЭЦНМ модульного исполнения на нефтедобывающих предприятиях региона.

2. Разработка классификации отказов погружного оборудования УЭЦНМ модульного исполнения с учетом влияния вибрации.

3. Разработка и создание стенда, измерительной системы для исследования вибрационных характеристик узлов и деталей насоса, режимов работы, угла наклона насосного агрегата, зазора в подшипниковых узлах. 9

4. Аналитические и экспериментальные исследования влияния напорной характеристики погружных насосных агрегатов, угла наклона насоса, конструкций его узлов, величины износа радиальных подшипников на вибрационную характеристику (осевую и радиальную вибрации) погружного насосного агрегата.

5. Практическое использование вибродиагностики при стендовых испытаниях погружных электродвигателей и насосных агрегатов в сборе в условиях ремонтных предприятий.

6. Сбор материала и анализ существующих конструкций устройств, предназначенных для предотвращения падения насосного агрегата на забой скважины, разработка и испытание противополетного устройства, встроенного в конструкцию агрегата.

В диссертационной работе использованы результаты, положения и выводы, полученные совместно с к.т.н., профессором Бочарниковым В.Ф., д.ф.-м.н., профессором Пахаруковым Ю.В. и производственниками Корниловым И.Г., Харченко В.В., Киберевым Е.А.

Работа выполнена на кафедрах «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского государственного нефтегазового университета под научным руководством кандидата технических наук, профессора Бочарникова Владимира Федоровича.

Автор благодарен за ценные консультации и критические замечания на различных этапах выполнения работы д.ф.-м.н., профессору Пахарукову Юрию Вавиловичу.

10

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Анализ работы скважинного оборудования УЭЦН на промыслах показал, что в установках модульного исполнения (УЭЦНМ) возросло на 25-30 % количество отказов в погружном оборудовании, по сравнению с немодульными конструкциями (ЭЦН), при этом резко возросло количество отказов типа «полет», заключающихся в падении скважинного оборудования на забой, ликвидация которых требует существенного увеличения затрат. Отказы распределяются: обрывы нижней части колонны нкт -45 %, обрывы по фланцевым соединениям верхней секции и модуль-головки - 14%, во фланцевых соединениях насосных секций - 30 %, нижняя секция - гидрозащита - 7 %, на остальные редко встречающиеся обрывы - 4%.

Установлено, что основной причиной расчленения по трубам и во фланцевых соединениях является повышенная вибрация насосных агрегатов модульного исполнения, с учетом которой предложена классификация отказов погружных насосов и гидрозащит электродвигателей, позволяющая систематизировать неисправности, прогнозировать слабые узлы насосных агрегатов и определять направления повышения работоспособности и долговечности.

Исследование взаимосвязи осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорной характеристикой насоса, конструкцией его узлов, износом радиальных подшипников, угла наклона насосного агрегата, выполнялись на специально созданной, запатентованной установке (патент RU2140573) динамических испытаний, а также на стендовых скважинах ремонтных предприятий.

Исследованиями установлено:

- основной причиной обрыва нкт и фланцевых соединений насосных агрегатов является осевая вибрация, источник которой - конструкция входного модуля, вызы

178 вающая увеличение осевой вибрации в 2,8 раза по сравнению с радиальной;

- величина осевой и радиальной вибрации незначительно зависит от напорной характеристики, так для серийных ступеней ЭЦН5-80 изменение осевой вибрации не превышало 20 %, наблюдаемой в области оптимальной подачи, а радиальной в пределах 10 %;

- осевая и радиальная вибрация мало зависит от угла наклона агрегата, для вертикального и горизонтального положений она практически одинакова, некоторое увеличение, до 15 % , наблюдается при углах наклона 15-30°;

- износ радиальных подшипников насоса от минимального до предельно допустимого, выражающийся в увеличении зазора в 3,75 - 5 раз вызывает увеличение осевой вибрации не более 13 %, а радиальной до 44 %, таким образом, величина осевой вибрации мало меняется в процессе эксплуатации, следовательно, повышение межремонтного периода эксплуатации скважин следует искать в разработках виброгася-щих модулей и изменении конструкции насоса, а для предотвращения падений при наличии обрыва использовать конструкции противополетных устройств.

Разработано теоретическое обоснование, определяющее взаимосвязь вибрационной характеристики погружных насосов в виде периода цикла нагружения с напорной характеристикой насосных агрегатов и износом подшипников, что позволяет прогнозировать выносливость деталей и узлов, техническое состояние и долговечность агрегатов при эксплуатации.

Применение вибродиагностики при стендовых испытаниях входного и выходного контроля на ремонтных предприятиях отрасли позволяет без разборки оборудования предотвратить поступление на скважины нового оборудования с дефектами или некачественно отремонтированного, чем существенно снижаются затраты, связанные с транспортными, спус-ко-подъемными операциями, простоем скважин, т.е. способствует повышению эффективно

179 сти нефтедобычи.

Разработано и испытано противополетное устройство (патент 1Ш 2129226) на Куд ринском месторождении (ОАО НК «ЮКОС»). Экономический эффект от применения даннО' го противополетного устройства составит 330 964 рубля на скважину.

180

1. Щелкачёв В.Н. Анализ состояния нефтедобычи в Российской Федерации с учётом показателей 1992. ГАНГ им. И.М. Губкина.-М., Нефтепромысловое дело, 1994, №1, С. 2-9.

2. Глазова В.М. Состояние нефтедобычи в бывшем СССР.-М., Нефтепромысловое дело, 1993, № 5, С.1-5.

3. Филиппов В.Н. Надёжность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. Обзор ЦИНТИ химнефтемаша. Сер. ХМ-6.- М.: ЦИНТИ химнефтемаш, 1983.-52 с.

4. Муслимов Р.Х. Габдулин Т.Г. Перспективы исследования механизированных скважин.- Нефтяное хозяйство, 1991, № 7, С. 25-29.

5. Надёжность и диагностирование технологического оборудования / Под ред. К.В. Фролова.- М: Наука, 1987.- 230 с.

6. Черепашникова A.B. Опыт исследования скважин оборудованных ЭЦН.-Нефтяное хозяйство, 1981, № 3, С.31-34.

7. ГОСТ 27002-83 Надёжность в технике. Термины и определения.- Взамен ГОСТ 13377-75; Введ. с 01.07.84, М.: Изд-во стандартов 1983.- 30 с.

8. ГОСТ 27103-83. Критерии отказов и предельных состояний.- Введ. с 01.07.87.- М.: Изд-во стандартов, 1983.- 5 с.

9. Биргер И.А. Техническая диагностика.- М.: Машиностроение, 1975.- 240 с.

10. Ю.Кубарев А.Н. Надёжность в машиностроении.- М.: Издательство стандартов,1989,- 224 с.

11. П.Костяшин В.Р. Техническое диагностирование оборудования глубиннонасосных нефтяных скважин. Нефтяное дело, 1985, №9, С.48-53.181

12. Колакот P.A. Диагностирование механического оборудования.- JL: Судостроение, 1977.-134 с.

13. Максутов P.A., Алиев И.М. Диагностика состояния УЭЦН. -М., Нефтепромысловое дело, 1989, № 10, С. 38-41.

14. Балыкин В.И. Промысловые испытания УЭЦН с газосепараторами.- Нефтяное хозяйство, 1988, № 10, С.62-65.

15. Самарданов В.В. Анализ механизированного способа добычи нефти на Салымском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1984, №6, С.43-46.

16. Каплан JI.C., Семенов A.B., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами.- М.: Недра, 1994.- 190 с.

17. Кибирев Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО АО «Юганскнефтегаз». Химическое и нефтегазовое машиностроение №3, 1998, С. 17-20.

18. Ишемгужин Е.И. Ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие.- Уфа.: Уфимский нефтяной институт, 1986.- 85 с.

19. Филиппов В.И. Использование ЭЦН при наличии свободного газа на приёме. -Нефтяное хозяйство, 1989, № 7, С. 43-47.

20. Каплан JI.C., Ражетдинов У.З. Введение в технологию и технику нефтедобычи.-Уфа: ПКФ «Конкорд-инвест», 1995.- 236 с.

21. Велиев Ф.Г. и др. Устройство для плавного изменения производительности глубиннонасосной установки.- Нефтяное хозяйство, 1991, № 7, С.39-41.182

22. Лексов П.Д. и др. Работа погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях. Нефтяное дело и транспорт нефти, 1985, №2, С.11-14.

23. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы фирмы «Ойл Дайнамикс».-М., Нефтепромысловое дело, 1993, №2, С. 1-10.

24. Богданов А.А. Современные конструкции, производство и эксплуатация центробежных электронасосов фирмы «РЭДА ПАМП».-М., Нефтепромысловое дело, 1993, № 3, С. 1-12

25. Богданов А.А. Современные конструкции погружных центробежных электронасосов фирмы «Центрилифт».-М., Нефтепромысловое дело,, 1993, № 4, С. 1-9.

26. Grande С.М., Patterson M. Device protects ESPs from lightning strikes, other anomalies.//World Oil.- 1992, IV,- vol. 213, № 4.- P.55- 57.

27. Lea J.F., Winkler H.W. What's new in artificial lift.//World oil. 1992 .IV-Vol.213, № 4.- P.41- 44 .

28. Ditman W.J., Marino A.W., Jones K.L. ESPs add production capacity to deep,hot, and gassy. California wells.// Oil and Gas J.- 1992,24/VIII.- vol.90,№ 34,- P.47- 50.

29. ЗО.Чароков В Л. и др. Энергетические показатели режимов работы электрооборудования УЭЦН и способы их улучнения, С. 43-45.

30. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/ Под. ред. Е.И. Бухаленко.- 2-е изд.-М.: Недра, 1990.-559 с.

31. Вибрация в технике. Спр.в 6 т. Т.З. Колебания машин, конструкции их элементов. Под ред. Ф.М. Диментберга, К.С. Колесникова,- М.: Машиностроение. 1980.-544 с.183

32. Писаревский В.М. и др. Использование вибродиагностики для повышения надёжности эксплуатации центробежных насосов. М.: Недра, 1988.- 50 с.

33. ГОСТ 20911-75. Техническая диагностика. Основные термины и определения.-Введ. с 01.07.1976.- М.: Изд-во стандартов, 1976.- 14 с.

34. ГОСТ 25865-83 Вибрация. Средства измерения вибрации с пьезоэлектрическими виброизмерительными преобразователями. Основные параметры и технические требования.- М.: Изд-во стандартов, 1976.- 24 с.

35. Алиев И.М. К методике исследования акустических колебаний погружных центробежных электронасосов.- Материалы респ.научн.конференции аспирантов Баку, АзНИПИнефть, 1982, С. 46-49.

36. Durham М.О. Effect of vibration on ESP failures// J. Of Petrol Technol.-1990.- vol.42, №2.- P. 186-190.184

37. Разработка комплекса мероприятий по повышению надёжности отремонтированного оборудования ЭЦН и ШСН на месторождениях Западной Сибири. Отчёт по х/д теме за 1986 год. Тюмень, 1986.-78 с.

38. Разработка стендового оборудования для ремонта и испытания ЭЦН с целью обеспечения единой технологии входного и выходного контроля в системе Главтюменнефтегаза. Отчёт по х/д теме за 1987 г. Тюмень, 1987. 79 с.

39. Разработка стендового оборудования для ремонта и испытания ЭЦН с целью обеспечения единой технологии входного и выходного контроля в системе Главтюменнефтегаза. Отчёт по НИР.Тюмень,ТюмИИ, 1988. 80 с.

40. Разработка стендового оборудования для ремонта и испытания ЭЦН с целью обеспечения единой технологии входного и выходного контроля в системе Главтюменнефтегаза. Отчёт по НИР. Тюмень, ТюмИИ, 1989. 56 с.

41. Бочарников В.Ф., Петрухин В.В., Васильев С.Ф. и др. Стенд для обкатки и испытания погружных электродвигателей. Информ.листок № 148-91,Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.

42. Бочарников В.Ф., Корнилов В.В., Петрухин В.В. и др. Стенд для обкатки и испытания погружных электронасосов для добычи нефти. Информ.листок № 14991, Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.

43. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Нестандартное оборудование для испытания ПЭД после капитального ремонта с принудительной циркуляцией масла. "Нефть и газ Западной Сибири" II Всесоюзная научная конференция. Тез.докл. том I. -Тюмень, 1989, С.177.

44. Петрухин В.В., Корнилов В.В., Сергиенко В.П. Применение вибродиагностики погружных электродвигателей ПЭД в НЦБПО НПО г. Нефтеюганска. "Вопросы185бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Деп.сборник. М. ВИНИТИ, 1991, С.91.

45. Корнилов В.В., Харченко В.В" Внедрение метода вибродиагностики ПЭД в НЦБПО НПО". Нефтеюганск, 1995.- 32 с.

46. Функции и применение системы "Master Trend". Програмное обеспечение CSI для обслуживания оборудования оборудования по фактическому состоянию, Каталог CSI "Master Trend".- 73 с.

47. Приборы и системы для измерения вибрации, шума и удара: Справочник под ред. В.В. Клюева.- М.: Машиностроение, 1978.- 231 с.

48. Рафиев В.А., Кадымова К.С., Рамазанова P.A. и др. К определению параметров надежности электропогружных насосов. Химическое и нефтяное машиностроение №3, 1998.- С. 9-13.

49. Максутов P.A., Алиев И.М., Богданов A.A. Экспериментальное исследование вибрации погружных центробежных электронасосов. Институт кибернетики АН АзССР. 1986.-93С.186

50. Максутов Р.А. и др. Экспериментальное исследование вибрации погружных электродвигателей. Машины и нефтяное оборудование, 1985, №1.- С. 19-23.

51. Штин И.В. и др. Передвижная вибродиагностическая лаборатория для нефтеперекачивающих станций.- Нефтяное хозяйство, 1991, № 8, С. 32-36.

52. Мулица И.С. и др. Термоманометрическая система контроля работы УЭЦН. -Нефтяное хозяйство, 1986, № 3, С. 43-46.

53. Кязимов Д.А., Ахмедов С.С. Применение акустического поля на приёме погружного центробежного электронасоса.- Нефтяное хозяйство, 1992, № 9, С. 31-33.

54. Набойщиков А.И. Ремонт и прокат установок ЭЦН.- Нефтяное хозяйство, 1982, №3 С. 50-53.

55. Патент Р.Ф. RU2140573, МКИ 6F 04В 51/00. Стенд для динамических испытаний насосов / В.Ф.Бочарников, В.В.Петрухин, (Россия).- Заявлено 13.05.97; Опубл. 27.10.99. Бюл. №30.-3 с.

56. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Стенд для испытания ступеней ЭЦН. "Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири". Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень, 1994, С.91-94.

57. Янг С., Эллисон А. Измерение шума машин: Пер. с англ.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 144 с.

58. Исакович М.М., Клейман Л.И., Перчанок Б.Х. Устранение вибрации электрических машин.- Д.: Энергия, 1979.- 200 с.

59. Ивович В.А., Онищенко В.Я. Защита от вибрации в машиностроении.- М.: Машиностроение, 1990.- 272 с.

60. Явленский К.И., Явленский А.К. Вибродиагностика и прогнозирование качества механических систем.- JL: Машиностроение, 1983.- 239 с.

61. Сулейманов М.М., Мусаэлянц Р.Н., Хасаев P.M. и др. Борьба с шумом и вибрацией в нефтяной промышленности.- М.: Недра, 1982.- 223 с.

62. Новак С.М., Логвинец A.C. Защита от вибрации и шума в строительстве: Справочник.- К.: Будивэльнык 1990.- 184 с.

63. Самутин В.Г., Скорин М.М. Борьба с шумом и вибрацией на геологоразведочных работах,- М.: Недра, 1987.- 55 с.

64. Сулейманов М.М., Вечхайзер Л.И. Шум и вибрация в нефтяной промышленности: Справочное пособие.- М.: Недра, 1990.- 160 с.

65. Браго E.H. Виброчастотный сигнализатор подачи продукции скважины.- Нефтяное хозяйство, 1987, № 7, С. 38-42.

66. Тургин A.M. Электрические измерения неэлектрических величин.- М.: Госэнергоиздат, 1954.-234 с.

67. Яковлев Л.Г. Погрешности контрольно-измерительных приборов и датчиков.- М.: Машгиз, 1961.-198 с.188

68. Русов В.А. Спектральная вибродиагностика. Выпуск первый, Пермь, фирма «Вибро-Центр», 1996, 175 с.

69. Патент Р.Ф. RU2136971, МКИ 6F 04D 13/10, Погружной центробежный насосный агрегат / В.В.Петрухин, В.Ф.Бочарников (Россия).- Заявлено 13.05.97; Опубл. 10.09.99. Бюл. № 25.- 3 с.

70. Ефимцев A.B., Заикин Н.В., Петрухин В.В. Разработка нестандартизированных узлов УЭЦН. Новые технологии нефтегазовому региону: Тезисы докладов.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998,- С. 109-110.

71. Zaslavsky G.M. The simplest Case of a Stranger Attractor. Phys. Lett. 1978, v.69, № 3.-P. 145-147.

72. Мун Ф. Хаотические колебания. M.: Мир, 1990.- 312 с.

73. Шустер Г. Детерминированный хаос. М.: Мир, 1998.-228 с.

74. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах, как результат хаотической динамики. Тюмень, ТюмГНГУ, Известия вузов. Нефть и газ, 1999, № 3, 63-68 с.

75. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Снижение вибрации в погружных центробежных электронасосах, вызванной хаотической динамикой. Тюмень, ТюмГНГУ, Известия вузов. Нефть и газ, 1999, № 5, 41-45 с.

76. ГОСТ 6134-71. Насосы динамические. Методы испытания. М.: Издательство стандартов, 1986.- 55 с.189

77. Ярёменко О.В. Испытание насосов. Справочное пособие.- М.% Машиностроение, 1976,- 225 с.

78. Роттэ А.Э. Испытание насосных установок.- М.: Недра, 1967.-182 с.

79. Гольдберг О.Д. и др. Автоматизация контроля параметров и диагностика асинхронных двигателей.- М.: Энергоатомиздат, 1991.- 160 с.

80. Котеленц Н.Ф., Кузнецов Н.Л. Испытания и надёжность электрических машин: Учебн.пособие для вузов по спец."Электромеханика".- М.: Высш.шк., 1988.- 232 с.

81. Бочарников В.Ф. Влияние качества ремонта на показатели надёжности электроцентробежных насосов для добычи нефти "Нефть и газ Западной Сибири" Тез. докл. областной н-т конференции.- Тюмень, 1987, С. 65.

82. Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Вибродиагностика погружных электродвигателей серии ПЭД при стендовых испытаниях. Межвуз.сборник научных трудов. Тюмень, 1990, С.106-111.

83. Петрухин В.В., Корнилов В.В., Бочарников В.Ф. Устройство для закрепления вибродатчиков при стендовых испытаниях погружных электродвигателей ПЭД. Информ. листок № 162-91. Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.

84. Тойберт П. Оценка точности результатов измерений: Пер. с нем.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 88 с.190

85. Петрухин В.В., Корнилов В.В., Бочарников В.Ф. Измерительная головка для контроля вибрации погружных электродвигателей при стендовых испытаниях. Информ.листок № 160-91. Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.

86. Каплан JI.C., Каплан A.JI. Устройство для фиксации оборудования скважин. A.c. № 1142618А, F21B 2321В 23/1. Бюл. №8, 1985,- 3 с.

87. Каплан J1.C. Совершенствование ремонта и эксплуатации установок электроцентробежных насосов. М: ВНИИОЭНГ, серия «Машины и нефтяное оборудование», выпуск 2, 1983,- 41 с.

88. Абрамов А.Ф. и др. Скважинный якорь. A.c. № 1479612 AI, Е21, В23/0. Бюл. № 18, 1989,- 3 с.

89. Патент Р.Ф. RU2129296, МКИ 6F 04D 13/10. Погружной центробежный насосный агрегат/В.В. Петрухин, В.Ф. Бочарников (Россия).- Заявлено 13.03.97; Опубл. 20.04.99. Бюл. № 11,-2 с.