автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Прогнозирование технического состояния УЭЦН при эксплуатации с оценкой динамических нагрузок

На правах рукописи

АТНАГУЛОВ АЛЬБЕРТ РАШИТОВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЭЦН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ С ОЦЕНКОЙ ДИНАМИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технически

Уфа-2008

003455824

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Ишемгужин Евгений Измайлович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Ямалиев Виль Узбекович;

кандидат технических наук, ст. науч. сотрудник Валишин Юнир Гаянович.

Ведущая организация

Самарский государственный технический университет.

Защита состоится 23 декабря 2008 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.

Автореферат разослан 22 ноября 2008 года.

Ученый секретарь совета

Лягов А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Основная доля добычи нефти в России осуществляется установками электроцентробежных насосов, осложненные условия эксплуатации которых приводят к увеличению числа отказов. Повышение наработки на отказ позволит снизить затраты на капитальный и текущий ремонт, что приведет к уменьшению себестоимости добычи нефти.

Установка погружного электроцентробежного насоса (УЭЦН) является сложной динамической системой, на ресурс которой оказывает влияние множество факторов. С целью увеличения долговечности оборудования необходимо рассмотрение всего комплекса причин, приводящих к отказу, учет которых даст возможность представить полную картину данного процесса.

Разработка способов оценки надежности внутрискважинного оборудования на основе рассмотрения всей совокупности действующих факторов и реакций системы на данные воздействия позволит:

- оценить вероятность появления различных отказов, в том числе и наиболее материально затратных, таких как падение насосного агрегата на забой скважины;

- повысить надежность оборудования на стадии принятия решения об эксплуатации в конкретной скважине;

- снизить количество остановок скважин по причине отказа УЭЦН;

- снизить недобор жидкости за счет увеличения наработки на отказ УЭЦН.

Реакцией системы УЭЦН на условия эксплуатации является возникновение

динамических напряжений, приводящих к наиболее трудно устраняемым авариям -«полету» насосной установки вследствие обрыва по телу НКТ или корпусу насоса.

Таким образом, исследование надежности и прогнозирование технического состояния системы УЭЦН при рассмотрении всего комплекса динамического нагружения, вызванного совокупным действием условий эксплуатации и неуравновешенности системы, а также выработка рекомендаций по повышению работоспособности являются актуальной задачей.

Цель работы

Оценка надежности системы УЭЦН в скважине с учетом специфики динамического воздействия при добыче нефти.

Задачи исследования

1 Разработка методов оценки надежности и прогнозирования технического состояния УЭЦН при различных условиях эксплуатации.

2 Определение величины и характера изменения реактивного момента погружного электроцентробежного агрегата в процессе эксплуатации.

3 Исследование динамических нагрузок, возникающих в насосно-компрессорных трубах, вследствие вибрационного воздействия насосного агрегата и реактивного момента.

4 Составление диагностической матрицы оценки технического состояния УЭЦН с учетом динамического воздействия.

5 Разработка устройства по увеличению работоспособности установки с учетом динамической нагруженности.

Методы решения задач

Поставленные задачи были решены с помощью: теории надежности, теории колебаний, динамического метода изучения устойчивости, теории детерминированного хаоса.

Научная новизна

1 Разработана диагностическая матрица на основании промысловых данных, позволяющая оценить вероятность безотказной работы и ресурс УЭЦН с применением теоремы Байеса при различных условиях эксплуатации и с учетом динамической нагруженности системы.

2 Установлено, что при наличии механических примесей в перекачиваемой жидкости, увеличении глубины спуска погружного агрегата, солеотложении, неуравновешенности системы вследствие износа, изгиба вала и колонны НКТ значение реактивного момента насоса может достигать критических величин, приводящих к отказу глубинного оборудования.

3 Определены условия потери устойчивости низа колонны НКТ при воздействии реактивного крутящего момента насосного агрегата и растягивающего усилия от веса установки с применением динамического метода исследования устойчивости систем.

Практическая ценность работы

1 Методика оценки технического состояния и вероятности «полета» насосного агрегата на забой скважины используется в учебном процессе при изучении студентами Уфимского государственного нефтяного технического университета

дисциплины «Обеспечение надежности нефтегазовых объектов» для специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

2 Разработанная методика оценки технического состояния погружной электроцентробежной насосной установки для добычи нефти передана с целью дальнейшего внедрения в ООО «Серафимовское УГЖРС».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно -технических конференциях, техсоветах: научно - техническом совете «Лаборатория вибродиагности ОФ УГНТУ» (г. Октябрьский, 2006), 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2007), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г, Уфа, 2008), техническом совете «Серафимовское УПКРС» (пос. Серафимовский, 2008).

Публикации

Основные положения диссертации изложены в 10 печатных работах, получен 1 патент на изобретение.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов, библиографического списка из 133 наименований; изложена на 154 страницах машинописного текста, содержит 50 рисунков, 7 таблиц и 6 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение содержит обоснование актуальности темы диссертационной работы; поставлена цель и сформулированы основные задачи.

Первая глава посвящена обзору литературных источников по отказам и неисправностям погружных электроцентробежных насосных установок. Проведен анализ методов оценки технического состояния глубинного оборудования для добычи нефти.

Отказы и неисправности УЭЦН в большинстве случаев вызваны осложненными условиями эксплуатации установки в скважине, к которым относят: содержание механических примесей в добываемой жидкости, солеотложение, коррозионное воздействие, кривизна ствола скважины и др. Данной тематике посвящены работы следующих авторов: Д. Маркелова, О. Перельмана, С. Пещеренко, А. Рабиновича, С. Слепченко, М.Н. Персиянцева, Р.И. Вахитовой, К.А. Ухалова, Р.Я. Кучумова, Е.А.

Бурцева, Р.Н. Пономарева, A.A. Ишмурзина, В.А. Котова, И.Ш. Гарифуллина, Ш.В. Тукаева, O.A. Чукчеева, А.Б. Рублева, В.В. Сушкова, И.В. Генералова, В.Н. Нюняйкина, Ю.В. Зейгмана, Ю.В. Пахарукова, В.Ф. Бочарникова, В.В. Петрухина, А.К. Исангулова, В.Н. Ивановского и др.

Неисправности погружных электроцентробежных установок приводят:

а) к снижению производительности;

б) повышению нагрузки на погружной электродвигатель (ПЭД);

в) вибрации установки и др.

Известно, что вибрация установки является основной причиной износа узлов агрегата и «полета» скважинного оборудования на забой скважины в результате усталостного разрушения металла. Помимо эксплуатационных факторов, влияющих на уровень вибрации, также отмечают конструкционные, связанные с качеством изготовления, сборки и ремонтом УЭЦН.

В работах В.В. Петрухина, Ю.В. Пахарукова и других указывается, что разрушительная величина вибрации УЭЦН является результатом хаотических колебаний вследствие нелинейной динамики механизма.

Таким образом, из литературного обзора следует, что установка электроцентробежного насоса является сложной динамической системой, на эксплуатацию которой влияет множество факторов, при этом не приводится исчерпывающей картины, поясняющей возникновение возможных напряжений.

Автором были рассмотрены различные методы оценки технического состояния погружного оборудования с целью определения влияния условий эксплуатации на динамическую нагруженность системы. Существуют различные способы диагностирования, которые в зависимости от применяемых методов исследования можно подразделить на следующие группы:

- методы, основанные на спектральном анализе;

- методы теории детерминированного хаоса;

- применение нейронных сетей;

- вероятностно-статистические методы.

Ввиду специфики эксплуатации УЭЦН (расположение на значительной глубине от устья скважины) возникает проблема выбора параметров, описывающих состояние установки. Методы вибродиагностики, основанные на регистрации вибросигнала и разложения в спектр, более применимы для оценки качества проведенного ремонта на испытательном стенде или при эксплуатации насосного агрегата с использованием блока погружной телеметрии. Однако применение

телеметрии в добыче нефти не нашло широкого применения. Некоторые исследователи предлагают использовать в качестве канала связи НКТ и регистрировать вибросигнал на устье скважины, но при этом достоверность замеряемых параметров мала из-за удаленности источника сигнала и искривления колонны труб в скважине. В бурении при оценке работоспособности глубинного оборудования нашел применение гидравлический канал связи (изменение давления жидкости на устье), что также возможно использовать в добыче нефти.

H.H. Матаевым, С.Г. Кулаковым и другими в качестве параметра для спектрального анализа был рассмотрен сигнал от переменной составляющей суммы несимметричных фазных токов питания, который отражает появление в воздушном зазоре ПЭД пространственных высших гармоник под действием вибрации корпуса УЭЦН и ротора.

В работах K.P. Уразакова, А.Т. Кутдусова приводится метод оценки состояния УЭЦН путем регистрации колебания газовой среды затрубного пространства, возбуждаемого вибрацией насосной установки, и в качестве критерия оценки применяется размерность Хаусдорфа, представляющий собой меру нерегулярности (хаотичности) рассматриваемого временного ряда. Для анализа временного ряда толоке возможно использовать и другие критерии, методы теории детерминированного хаоса, такие как: показатель Херста (А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов и др.), реконструкция фазового портрета (Е.И. Ишемгужин, Р.Ф. Надыршин, А.Н. Зотов и др.).

С помощью параметров, замеряемых на станции управления погружной установки, и использования для обработки данных нейронных сетей можно определять предаварийное состояние УЭЦН.

В литературе приводятся зависимости величины вибрации от наработки на отказ, полученные с использованием вероятностно-статистических методов для оценки качества отремонтированного агрегата, а также для определения текущего состояния при регистрации уровня вибрации эксплуатируемого агрегата.

Все рассмотренные способы позволяют определять неисправности, возникающие при эксплуатации УЭЦН, и предупреждать появление аварий своевременной заменой агрегата. Однако не меньший интерес представляет оценка надежности погружного агрегата на стадии принятия решения спуска насоса в конкретную скважину с определенными условиями эксплуатации и при необходимости повышения надежности УЭЦН путем применения различного дополнительного оборудования (противополетные устройства, пескоуловители и т.д.).

Проведенный анализ способов диагностирования насосного агрегата показывает необходимость разработки дополнительных методов, позволяющих моделировать различные условия эксплуатации и оценить влияние динамических нагрузок на надежность системы УЭЦН.

Во второй главе представлен способ оценки вероятности появления отказа с применением метода Байеса, который дает возможность учитывать различные условия эксплуатации.

На появление наиболее трудно устраняемых аварий типа «полет» УЭЦН влияет множество различных факторов, учет которых не представляется возможным, поэтому мы можем говорить лишь о вероятности появления данного события. Более того, обрыв колонны НКТ и сочленений агрегата является результатом усталостного разрушения, для изучения которого широко применяют вероятностные методы исследования.

В теории надежности, в случае определения вероятности наступления события В (отказа или безотказной работы) при различных признаках Кр присутствующих при наступлении события, используется метод Байеса.

Формула Байеса имеет следующий вид

р^к.т,)

' 1 ' Р(К или (1)

¿=1

где i - данная гипотеза; 5 - любая гипотеза; т - число гипотез; Д - диагноз; Р(й/К) - вероятность диагноза Д, после того как стало известно наличие признака К, (апостериорная вероятность диагноза); К} - признак, встречающийся при диагнозе Д; Рф) - априорная вероятность диагноза Д,полученная по статистическим данным; Р(К/В¡) - вероятность появления признака К}- у изделия с состоянием Д; Р(Щ - полная вероятность, т.е. вероятность наступления признака К} с любой из гипотез.

Получена диагностическая матрица по признакам Р(К/Б) путем обработки статистической информации по месторождениям Самотлорской группы, приведенной в литературе по «полетам» насосного агрегата на забой скважины. Значения Р(К/Б) представлены в таблице 1, из которой видно, что вероятность безотказной работы по признакам практически одинакова для всех случаев.

Равновероятность объясняется тем, что число аварий типа «полет» от общего фонда электроцентробежных установок по всем диагностическим признакам мало.

Рассмотрим вероятность отказа по представленным признакам в таблице 1. С увеличением глубины подвески, погружения под динамический уровень и ростом содержания механических примесей в добываемой жидкости вероятность «полета» УЭЦН увеличивается. Это, в частности, молено объяснить повышением динамических нагрузок, воспринимаемых корпусом насоса и колонной НКТ. При содержании воды в продукции скважин менее 40 % и от 70 до 90 % вероятность отказа наиболее высокая, что говорит о влиянии вязкости и плотности жидкости на величины переменных напряжений, возникающих в металле, а также о коррозионном воздействии. При угле наклона интервала спуска насоса 15 - 30° (возникновение изгибных напряжений) и обычном исполнении насоса вероятность отказа также высока. С увеличением мощности ПЭД до 90 кВт количество «полетов» установок возрастает в связи с повышением усилий, действующих со стороны погружного электродвигателя. Однако при дальнейшем росте мощности, количество аварий уменьшается, в результате увеличения веса ПЭД и с ростом растягивающей нагрузки, уменьшающей уровень вибрации установки.

Для определения априорной вероятности Р(Д) необходимо выяснить закон распределения отказов. В основном в теории надежности нефтепромыслового оборудования используют три закона распределения случайной величины: нормальный закон распределения, закон распределения Вейбулла, экспоненциальный закон.

Можно воспользоваться следующими способами с целью определения закона распределения случайной величины:

1) определение закона распределения по статистическим данным наработки на отказ погружных агрегатов. Здесь, как правило, приходится иметь дело с малой выборкой, не превышающей 15-20 наблюдений и даже 5-10 реализаций. Для малой выборки существуют специальные критерии проверки гипотезы о типе закона распределения. К ним относятся критерий Шапиро и Уилка XV для нормального закона распределения, критерий Бартлетга Вг для экспоненциального распределения и критерий Манна Б для распределения Вейбулла;

2) приближенный способ оценки при отсутствии статистической информации. В этом случае принимаются значение коэффициента вариации V и закон распределения по таблицам в зависимости от характера разрушения, режима нагружения, уровня технологии изготовления деталей (ремонта).

Таблица 1 — Значения Р(К/О^) для случая «полета» УЭЦН на забой скважины

Диагноз Признак К/

Глубш1а подвески К/, м Погружение под динамический уровень Кг, м Содержание воды Кз, % Содержание мех. прим. Кг/л

Ки К12 К,3 К и к2, К22 к23 К24 Кп К}2 К33 Ки К41 К42 К43

<1200 12001500 15001800 >1800 <400 400800 8001400 >1400 <40 4070 7090 >90 <200 200250 >250

£ оГ О И ец О Я еС" а > •—/ о* О С4 & X-N £ О, 1 Оч О й оГ /-ч О Й оГ £ ^__' о, СЭ £ ? & Р 3 Рч £ си С? Г*~| ¡С

Т>1 0,257 0,251 0,246 0,245 0,304 0,294 0,298 0,104 0,245 0,256 0,242 0,256 0,337 0,334 0,329

О, 0,047 0,221 0,349 0,384 0,032 0,069 0,054 0,844 0,330 0,142 0,388 0,140 0,164 0,314 0,522

Диагноз Признак А)

Угол наклона интервала спуска насоса Кз, град Группы исполнения УЭЦН Кб Габариты ЭЦН К7 Мощность ПЭД Кз, кВт

к„ К52 Кзз Кб1 Кб2 К63 к71 К?2 Кв1 К$2 Кзз

0-15 15-30 30-50 Обычные Усоверш. Импорт. УЭЦН 5 УЭЦН 5А <60 60-90 >90

аГ 3 и оГ 3 оГ 3 3 чо М 0-, 3 2 ей 3 £ аГ 3 й аГ 1 и 3 ГЧ й § со м оГ

0,333 0,321 0,347 0,297 0,348 0,355 0,500 0,500 0,337 0,328 0,336

о2 0,347 0,549 0,104 0,807 0,142 0,052 0,499 0,501 0,269 0,446 0,286

Примечание - £>/ — безотказная работа УЭЦН, В2 - «полет» насосного агрегата на забой.

и

Вышеописанный метод нахождения вероятности безотказной работы насосной установки позволяет пересчитать гарантийный ресурс УЭЦН, задаваемый производителем с учетом различных условий эксплуатации при расчленении оборудования, спрогнозировать появление отказов и определить направления повышения надежности. Однако при рассмотрении надежности системы УЭЦН необходимо также учитывать и техническое состояние самой установки, вибрация которой, обусловленная качеством ремонта и конструкцией, и возникающие динамические нагрузки являются причиной усталостного разрушения металла,

Для определения вероятности безотказной работы УЭЦН и моделирования различного динамического нагружения необходимо составить диагностическую матрицу по признакам Р(К/В), где в качестве признаков должны быть рассмотрены параметры, характеризующие нагрузки, возникающие в системе УЭЦН. Вероятность безотказной работы такой системы равна произведению вероятностей безотказной работы отдельных ее элементов:

(2)

/=1

где Р((0 - вероятность безотказной работы /-го элемента.

Так как наработка на отказ отдельных узлов компоновки установки, как показывают статистические исследования, в основном подчиняется нормальному закону распределения, то воспользуемся для определения вероятности элементов таблицей нормального распределения согласно квантили по критерию усталостного сопротивления.

Квантиль ир по критерию сопротивления усталости:

где п - коэффициент запаса прочности по критерию усталости;

ьа - коэффициент вариации напряжений, приведенных к симметричному циклу.

Таким образом, применение метода Байеса при оценке технического состояния погружных электроцентробежных установок дает возможность с достаточной точностью судить о надежности оборудования. Диагностическая матрица позволяет выявить влияние различных факторов и определить направления работ по повышению работоспособности УЭЦН. Статистические данные, на

которых базируется матрица, необходимо постоянно уточнять, а для определенных регионов следует составлять свои таблицы, опираясь на промысловые данные.

В третьей главе рассмотрены статические и динамические нагрузки, возникающие в системе УЭЦН.

Согласно исследованиям, представленным в литературе, в основном расчленение происходит по телу НКТ и по фланцевому соединению секций в результате разрушения шпильки. Механизм усталостного разрушения шпильки при действии продольного колебания установки наиболее полно представлен в работах В.В. Петрухина, Ю.В. Пахарукова и др. Поэтому далее рассмотрим только нагруженность колонны НКТ.

Действие статических нагрузок в НКТ определяются искривлением профиля скважины (изгибающие усилия и нагрузки кручения), весом УЭЦН и колонны труб (растягивающие усилия). Результаты исследований в работах М.М. Александрова, А.Е. Сарояна, Е.Ф. Эпштейна, Б.З. Султанова и др., посвященных эксплуатации бурильной колонны в скважине, также можно применить к изучению статических изгибающих и растягивающих усилий в колонне НКТ.

В основном разрушение труб происходит в непосредственной близости от насосного агрегата и поэтому наибольший интерес представляет действие динамических нагрузок.

Переменные касательные напряжения, возникающие в НКТ, обусловлены действием реактивного крутящего момента насосного агрегата, который, применительно к роторным машинам, более полно рассматривался при эксплуатации турбобуров в работах Б.З. Султанова, Е,И. Ишемгужина и др. Реактивный момент выражается через крутящий момент на валу насоса и суммарный момент трения.

В трудах В.Л. Александрова, Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаева и других различают два режима работы насоса: установившийся и режим импульсных перегрузок, возникающий при пуске и засорении рабочей жидкости частицами горной породы.

Ввиду наличия механических примесей в перекачиваемой жидкости, солеотложения на рабочих органах насоса и других факторов, влияющих на эксплуатацию УЭЦН в скважине, и являются максимальным и

минимальным усилиями, действующими на корпус насоса и колонну НКТ, и определяют амплитуду и среднее напряжение цикла нагружения (та, тс).

Рассмотрены факторы, влияющие на величину реактивного момента погружного электроцентробежного насоса, и выделены конструкционные и

эксплуатационные параметры. Согласно проведенным расчетам величина реактивного момента при импульсном и установившемся режимах с увеличением числа ступеней возрастает, что приводит к ускорению образования усталостной трещины, и предел выносливости металла на кручение снижается (рисунок 1). В качестве эксплуатационного параметра была взята плотность жидкости (рисунок 2),

1 гимп

которая на значение М^ практически не влияет. С повышением концентрации

Mvcm

........„__________________,,_____________________________ 'ргак.

Причиной возникновения изгибных напряжений может послужить потеря устойчивости колонны НКТ под действием растягивающих, скручивающих нагрузок и вынужденные поперечные колебания.

Рисунок 1 - Зависимость реактивного крутящего момента от числа ступеней

Мрвак, н*м SCO

700

1030 1090 1150 1210 1270 1330

Муст «?Л«ип

р, кг/мЗ

_ j

Рисунок 2 - Зависимость реактивного крутящего момента от изменения плотности жидкости, проходящей через рабочее колесо центробежного насоса

Вопросы продольной устойчивости колонны труб в скважине изучались преимущественно в постановке, которая диктовалась условиями работы обсадных труб и бурильных колонн и НКТ при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами.

Была рассмотрена возможность изгиба вертикального низа колонны НКТ при эксплуатации скважины УЭЦН в результате потери устойчивости, при этом длина колонны определяется от точки подвески насосного агрегата до точки касания колонны об обсадные трубы при искривлении ствола скважины.

С целью упрощения расчетной схемы представим НКТ как длинный тонкий весомый стержень, на который действуют реактивный крутящий момент, растягивающая нагрузка от веса погружной установки и колонны НКТ (рисунок 3). Сгержень, воспринимающий крутящий момент, является неконсервативной системой. Данная задача требует динамического подхода, основанного на рассмотрении колебаний системы, нагруженной усилиями, и определении той нагрузки, при которой внешнее возбуждение приводит к неограниченному росту амплитуды колебаний во времени. Однако обычно рассматривается статический метод исследования устойчивости скручиваемых стержней, который в виде исключения приводит к правильным результатам. В работе И. Барского исследуется влияние крутящего момента на поведение бурильной колонны и показано, что воздействие момента определяется не его величиной, а возможным изменением характера выхода системы из состояния статического равновесия. Подводимая к ней энергия преобразуется в энергию поперечных колебаний с растущей по времени амплитудой.

Система дифференциальных уравнений, описывающая процесс потери статической устойчивости скручиваемой одноступенчатой колонны, имеет вид

Е1 -Т+Мке £Й4 Р а3» + (- -Р ^2и с!и

Е1 <Ь3 + (- ■Р 2о Ли

где Е1 - жесткость стержня на изгиб; и и и - прогибы.

Используя принцип Даламбера, введем в статическое уравнение силу инерции и получим динамическое уравнение потери устойчивости. С учетом комплексного прогиба = и + ю

Г1Э4» д\ , п . д2ч> ды

где р - плотность материала стержня; Б - площадь его поперечного сечения. Решение дифференциального уравнения (5) в частных производных ищем в

виде

= (6) где О - неизвестная комплексная постоянная.

0.75

^ 0.5

0.25

86.25

-55.5

®к

86.5

-56.5

86.75

87

■у Ь/1

Рисунок 3 - Расчетная схема колонны НКТ и значения безразмерных параметров а, к, Ь, определяющих условие потери устойчивости при я = 25 Введя безразмерные коэффициенты:

~ 2 М"Р1 ■ ^ Р1} ^ А Г2П [рР г=—,а = —— I, к =-, $ = ——, 6 = 1,0.-—

Ь Е1 Е1 Е1 V Е1

(7)

и учитывая (6), получим уравнение

.. V! сЫ> 2 г,

-(к + ¡г)—— - я — -Ь м> = 0. С-В2 02

Решение будем искать в виде степенного ряда:

00

т=0

(8)

(9)

где Ст - комплексные постоянные.

Коэффициенты Сш можно выразить через постоянные Со, Сь С2 и Сз, тогда решение й принимает вид

(Ю)

где ы^г), №3(г) -МНОГОЧЛеНЫ.

Принимая во внимание граничные условия закрепления стержня (рисунок 3), получим систему уравнений, которая будет иметь решение, если определитель этой системы будет равен нулю:

Ф0(?1) Ф1 (?1) Ф2(?|) Ф3(?|)

¥„(*,) Ф,(?,) У2(?,) ¥,(?,)

*"|(г2) и>2(?2) ^3(г2)

^о<?2) ^(?2) ^2(?2) &3(гг)

(П)

где Ф0(?), Ф,(?), Ф2(?), Ф3(?), ВД, ВД, ВД, ¥,(*), Ж0(?), ИГ,(г), (Г3(г) - функции, получаемые дифференцированием многочленов из выражения (10), ?! =0 (г = 0)и?2=1(г = 1).

У Я.Г. Пановко отмечается, что характер возмущенного движения стержня зависит от значения О. Если окажется, что £2 - действительное число, то совершаются гармонические колебания с частотой О, и систему следует признать устойчивой. Однако если Й окажется комплексным или чисто мнимым числом, то движение представляет собой колебания с возрастающими размахами, т.е. исследуемая система неустойчива. Следовательно, задача сводится к тому, чтобы выяснить, при каком значении М1ф частота и соответственно параметр Ь перестают быть действительными числами. Пример решение определителя (11) представлен в графической форме на рисунке 3 при л = 25.

В случае потери устойчивости колонна НКТ выводится из состояния равновесия и совершает поперечные колебания, ограниченные стенками скважины, при этом на движение также действует вибрация УЭЦН. На рисунке 4 представлены

нагрузки, возникающие в изогнутой колонне.

Поперечный вибросигнал от

3

У

I ! '

г / „

Рна

р X

вибрации УЭЦН 125 - 1200

У ил

°Уна 81

(7л/, . Л;/:Л/УГ "л

Г -Т\>

А л -

М(х.() рш (х,,)

М{х+Лх,1) /

Р„А (х+Ах.Г)

11 д(х*М

/(х,{) - интенсивность внешней нагрузки; Т (х,0 и Т(х+Ах,() - растягивающие усилия от веса колонны и УЭЦН; Рна -вибрация УЭЦН.

Рисунок 4 - Нагрузки, действующие на колонну при изгибе

Изгибающий момент выражается следующим образом:

где у = ^<р,х,; ¡р, - функция времени; X, - собственная функция перемещения

для консольного стержня; определяемая из граничных условий. Поперечное перемещение колонны НКТ:

у= Лусовр,/

(2дЛи(1-сидО+Ли (13)

\

где X,/ - нормальная функция Х1 в точке приложения возмущающей нагрузки (вибрация агрегата); МИА - масса УЭЦН; у на и уш - поперечное виброперемещение и виброскорость УЭЦН; А, - постоянная, определяющая начальное перемещение колонны в результате потери устойчивости; р1 - частота собственных колебаний.

Для вычисления значений изгибающего момента были измерены вчброперемещение и виброскорость нескольких насосных агрегатов на испытательном стенде ПРЦЭПУ НЗПО (г. Октябрьский) с помощью виброметра «Диана 2М» на различных режимах эксплуатации.

Подставив значение вибросигнала насосного агрегата в выражение (13) и учитывая (12), определим изменение изгибающего момента в колонне НКТ в 5 м от УЭЦН (рисунок 5). Были произведены расчеты для нескольких насосных агрегатов. Согласно показателю Херста, применяемого для анализа полученных временных зависимостей, следует, что изменение изгибающей нагрузки соответствует трендоустойчивому ряду, хотя при этом наблюдается случайные колебания УЭЦН. При увеличении значения I (длина колонны) частота второй моды уменьшается, в свою очередь значения изгибающего момента увеличиваются.

Для предотвращения возникновения изгибных напряжений и исключения появления случайных колебаний системы достаточно ограничить рабочую длину колонны. Согласно решению динамического уравнения потери прямолинейности Мш Н-м

2 0 0

600

4 00

Рисунок 5 - Изменение изгибающего момента в колонне НКТ

формы НКТ, увеличение растягивающей нагрузки (свыше 800 кг), приложенной к концу колонны, и ограничение крутящего момента приводят к повышению устойчивости системы.

Растягивающие динамические усилия в насосно-компрессорной трубе обусловлены продольной вибрацией УЭЦН.

В качестве расчетной схемы колебательной системы УЭЦН - НКТ рассмотрим вынужденные продольные колебания стержня с сосредоточенной массой на конце, к которой приложено возмущающее усилие (вибрация УЭЦН) (рисунок 6).

Дифференциальное уравнение вынужденных продольных колебаний стержня имеет вид

2 2 CU 2 д и .

(14)

2 г Е

где а = — = —; г - жесткость; т - масса трубы к единице длины; р - плотность материала НКТ; P(t) - возмущающее усилие, приложенное к массе М (вибрация УЭЦН), которое можно выразить как силу инерции насосного агрегата pu)=m8 "на .

at2

Решая уравнение (14), получим выражение для определения продольного перемещения колонны НКТ при эксплуатации скважины УЭЦН:

ZDf . р,х . р<1 МНА , % ■ . \

—sin-sin—i--—{piUiu(1 - cosр^) + uHA sinp^), ,, 5ч

. . Pi a am

Рисунок 6

}P(t)

- Расчетная схема вынужденного продольного колебания колонны НКТ

Продольный вибросигнал от вибрации УЭЦН 125-1200

где р, - частота собственных колебаний системы; Д - постоянная, определяемая из условия нормируемости собственной функции колебания; I -рабочая длина колонны; Мнл ~ масса УЭЦН; иш, йНА- виброперемещение и виброскорость от вибрации УЭЦН, соответственно.

Динамические продольные нагрузки в теле трубы

Pd-EFf. ох

Отсюда

' П

Df p¡x , p,l М

—cos^-^- sm—---

а а а m

¿=i

НА

(16)

\PiuHA^-^Pit) + úHAsmp¡t\ (17)

Приравнивая нулю выражение (17), определили условия снижения динамических продольных усилий в колонне НКТ:

1) увеличение массы на нижнем конце колонны

(sin—= о => — = т; ¿ = 1,2,...-частота собственных колебаний закрепленного с обоих концов стержня);

2) использование компенсатора продольных колебаний (иш = 0; йш = 0);

3) соответствие частотной характеристики колонны НКТ следующему-

выражению: 2p¡uHAtg\^^=-úHA ^' tg{~¡¡~] = •

Изменение динамической нагрузки рассчитывали в 5 м от УЭЦН, подставив

значения вибросигнала в выражение (17). Решение представлено на рисунке 7.

Расчеты были выполнены в математическом пакете «Mathematica 5». Также были

осуществлены расчеты для различных значений длины колонны I (определяется от

свободного конца до точки касания со стенкой скважины), с увеличением которой

значение Рд уменьшалось. Рл Н

15 0 0 0 0 10 0 0 0 0 5 0 0 0 0

- 5 0 0 0 0 -10 0 0 0 0 -15 0 0 0 0

V

v

Рисунок 7 - Динамическая осевая нагрузка в колонне НКТ

Согласно расчетам, временные зависимости продольной динамической нагрузки трендоустойчивые. Ряды динамической нагруженности характеризуются скачками амплитуды, также наблюдается «зашумленность» сигнала.

Используя полученные расчетные значения изгибающей и продольной нагрузки, определили напряжения в колонне труб и вероятность безотказной работы системы УЭЦН по критерию усталостной прочности.

По результатам расчетов составлена диагностическая матрица (таблица 2), использование которой упростит пересчет вероятности безотказной работы системы УЭЦН с учетом динамического нагружения. Среднеквадратическое значение виброскорости в таблице 2 характеризует вибрационное воздействие на колонну труб; масса УЭЦН и рабочая длина колонны - устойчивость НКТ; напор и подача ЭЦН - реактивный крутящий момент; диаметр и толщина стенки НКТ -прочностную характеристику труб. Матрица может уточняться при наличии статистической информации.

В четвертой главе дается обзор методов и средств защиты погружного оборудования от вибрации и представлен компенсатор крутильных колебаний.

Одним из способов повышения надежности системы УЭЦН - НКТ является снижение уровня вибрации. В большинстве случаев виброгасящие устройства предназначены для гашения отдельных видов колебаний (например, продольных).

Согласно приведенным выше исследованиям, с целью повышения работоспособности оборудования необходимо учесть все виды возникающих динамических нагрузок. Для этого предлагается использовать в компоновке погружной электроцентробежной установки компенсатор крутильных колебаний НКТ при эксплуатации скважины УЭЦН, включающий корпус 1, в котором расположены упругий элемент 2 и переводник 4, соединенный с погружной электроцентробежной установкой, снабжен втулкой 3, размещенной в корпусе и закрепленной от проворота, при этом поверхности торцов втулки и переводника, расположенные друг против друга, имеют волнистую форму для преобразования крутильных колебаний в осевое перемещение втулки; кроме того, корпус и переводник соединены с помощью соединительной муфты 5. В качестве упругого элемента использована прорезная пружина. На рисунке 8 представлен общий вид компенсатора.

Устройство устанавливается на колонне насосно-компрессорных труб над УЭЦН. При эксплуатации скважины электроцентробежной насосной установкой возникает переменный крутящий момент, скручивающий переводник 4.

Таблица 2 — Значения Р(К/0) с учетом динамического нагружсния (О/ — безотказная работа УЭЦН; П? — «пол насосного агрегата на забой)

Признак К,

СКЗ Кь мм/с Масса УЭЦН К2, кг Напор ЭЦН К3> м Подача ЭЦН К4, мЗ/сут

Ки Ки Кп Ки К22 К.23 Кз1 К32 Кзз Кд, Кд2 К43

о и ы к <2,8 2,8-4 >4 <800 8001200 >1200 <1000 10002000 >2000 30-80 125200 >200

Ч. £ е о £ е § С? -ч а С?

Я ^ £ Г-» ^ гч ^ £ ¡2 ¡2 ¡Л £

Оч си оГ Оч РЬ Оч сц 0- Оч Оч а. Оч

О, 0,439 0,327 0,233 0,441 0,283 0,276 0,335 0,334 0,331 0,334 0,334 0,332

0,070 0,349 0,581 0,120 0,434 0,447 0,273 0,303 0,424 0,235 0,294 0,471

Продолжение таблицы 2

Признак К,

Предполагаемая рабочая длина колонны НКТ К5, м Диаметр НКТ Кб, мм Толщина стенки НКТ К7, мм

эт о к51 Кб2 К„ к6, К« к7, К72

Е й к СТ <180 180300 >300 60 73 89 5,5 7

а 9 е а е е

£ чэ £ о ^

Рч Оч Рч Оч Рч о. Рч Рч

О, 0,397 0,202 0,401 0,313 0,341 0,347 0,497 0,503

о2 0,038 0,943 0,019 0,757 0,186 0,057 0,667 0,333

В результате скручивания переводника 4 при соприкосновении его волнистой поверхности с втулкой 3 происходит преобразование крутильных колебаний в осевое перемещение, воспринимаемое упругим элементом.

В качестве упругого элемента также можно использовать тарельчатые пружины, позволяющие создать силовую характеристику с гистерезисом, содержащим участки прямоугольной формы, что дает возможность эффективно защитить от ударов большой амплитуды и длительности, сопровождающих работу погружной насосной установки.

Рассмотренная конструкция позволяет защитить НКТ от действия продольной динамической нагрузки и исключить влияние реактивного крутящего момента, являющегося одной из причин потери устойчивости колонны.

1 - корпус; 2 - пружина; 3 - втулка; 4 - переводник; 5 - соединительная муфта Рисунок 8 - Компенсатор крутильных колебаний НКТ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Использование теоремы Байеса при определении вероятности отказа погружной электроцентробежной установки дает возможность учесть специфику эксплуатации, техническое состояние насосного агрегата и судить о надежности оборудования на стадии принятия решения о применении установки в скважине.

2 Под действием осложняющих условий эксплуатации (наличие механических примесей, солеотложение и др.) возникают циклические касательные напряжения, обусловленные реактивным крутящим моментом, воспринимаемым корпусом насосного агрегата и колонной НКТ.

3 Реактивный момент ЭЦН, действующий на насосно-компрессорные трубы, приводит к потере устойчивости колонны труб. Использование динамического метода позволило получить систему уравнений основных параметров, определяющих нагрузки, которые действуют на НКТ в случае потери устойчивости колонны труб.

4 При наличии случайных колебаний насосного агрегата изменение динамических нагрузок в колонне насосно-компрессорных труб соответствует трендоустойчивому ряду. Расчетным путем было установлено, что высокие значения нормальных и касательных напряжений, обусловленные действием вибрации насосного агрегата и реактивного момента, возникающих в колонне НКТ снижают надежность системы. Составлен вариант диагностической матрицы с учетом динамического воздействия.

5 Разработана методика для использования метода Байеса в промысловых условиях для оценки надежности УЭЦН (рекомендовано к внедрению в ООО «Серафимовское УПКРС».)

6 С учетом специфики нагружения колонны НКТ (действие касательных и нормальных напряжений) разработан компенсатор колебаний насосно-компрессорных труб.

Список основных работ по теме диссертации

1 Харрасов У.И. О возможности использования детерминированного хаоса при диагностировании погружных электроцентробежных насосов / У.И. Харрасов, АР. Атнагулов, Е.И. Ишемгужин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Кн.1 - С.230.

2 Фатхуллин Т.Ч. Законы распределения наработки до отказа погружного электроцентробежного насоса / Т.Ч. Фатхуллин, И.Е. Ишемгужин, А.Р. Атнагулов, Е.И. Ишемгужин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Кн. 1 - С.231.

3 Сун Лян Выбор оптимального типоразмера ПЭЦН / Сун Лян, А.Р. Атнагулов, Е.И. Ишемгужин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Кн.1 - С.220.

4 Атнагулов А.Р. Обработка информации о колебательных процессах УСШН методами теории детерминированного хаоса / А.Р. Атнагулов, Р.Ф. Надыршин, Е.И. Ишемгужин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: сб.материалов - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Кн.1 -С.234.

5 Зотов А.Н. Амортизаторы с силовой характеристикой, имеющей участки квазинулевой жесткости при наличии трения / А.Н. Зотов, И.Е. Ишемгужин, А.Р.Атнагулов, Е.И. Ишемгужин // Нефтегазовое дело. - 2007. - Т.5, №1 - С. 229233.

6 Пат. 2321737 Российская Федерация, Е21В 44/06. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / Ишемгужин Е.И., Надыршин Р.Ф., Зинатуллина Э.Я., Имаева Э.Ш., Зотов А.Н., Ишемгужин И.Е., Атнагулов А.Р. - Заявл. 10.07.2006; опубл. 10.04.2008, Бюл. №10. - 2008.

7 Атнагулов А.Р. Решение задачи потери устойчивости колонны НКТ с использованием динамического метода // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - Кн. 1 - С.209. •

8 Атнагулов А.Р. Циклическое нагружение колонны НКТ при эксплуатации скважины УЭЦН для добычи нефти, вызванное действием реактивного крутящего момента насосного агрегата // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - Кн.1 - С.210.

9 Ишемгужин И.Е. Специальные критерии согласия для малой выборки при оценке надежности нефтепромыслового оборудования / И.Е. Ишемгужин, А.Р. Атнагулов, А.Н. Зотов, Е.И. Ишемгужин // Нефтегазовое дело. - http: // www. ogbus. Ru / authors / IshemguzhinlE /IshemguzhinIE_l.pdf- 19.03.2008. - 11 с.

10 Атнагулов А.Р. Применение метода Байеса при оценке вероятности «полета» погружного насосного агрегата на забой скважины / А.Р. Атнагулов, И.Е. Ишемгужин, А.Н. Зотов, Е.И. Ишемгужин // Нефтегазовое дело. http://www.ogbus.ru/authors/Atnagulov/Atnagulov_l .pdf - 11.06.2008. - 7 с.

11 Атнагулов А.Р. Влияние реактивного крутящего момента на усталостное разрушение сочленений УЭЦН для добычи нефти / А.Р. Атнагулов, И.Е. Ишемгужин, А.Н. Зотов, Е.И. Ишемгужин // Нефтегазовое дело. - 2008. - Т.6, №1 -С. 129-136.

Подписано в печать 19.11.08. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 251. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО ОТКАЗАМ И АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЭЦН.

1.1 Обзор работ по изучению отказов установки электроцентробежного насоса для добычи нефти.

1.2 Теоретические основы возникновения динамических усилий в системе УЭЦН.

1.3 Анализ методов оценки технического состояния погружной установки для добычи нефти.

Выводы.

2 РАЗРАБОТКА СПОСОБА ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ УЭЦН С УЧЕТОМ СОВОКУПНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ ФАКТОРОВ.

2.1 Вероятностные методы в изучении усталостного разрушения металла

2.2 Применение метода Байеса для определения вероятности появления отказа с учетом условий эксплуатаций.

2.2.1 Определение априорной вероятности по статистическим данным наработки на отказ погружных агрегатов.

2.2.2 Приближенный способ определения закона распределения отказа погружной установки.

2.3 Определение вероятности безотказной работы с учетом динамического нагружения системы УЭЦН.

Выводы.

3 ДИНАМИЧЕСКАЯ НАГРУЖЕННОСТЬ СИСТЕМЫ УЭЦН.

3.1 Действие реактивного крутящего момента ЭЦН на колонну НКТ.

3.1.1 Конструкционные параметры, влияющие на величину реактивного момента.

3.1.2 Эксплуатационные параметры, влияющие на величину реактивного момента.

3.2 Изгибающие нагрузки, возникающие в колонне НКТ.

3.2.1 Продольная устойчивость колонны НКТ.

3.2.1.1 Методы решения задачи продольной устойчивости стержня.

3.2.1.2 Задача потери устойчивость колонны НКТ, под действием вибрации и крутящего момента ЭЦН.

3.2.2 Изгибающий момент, действующий в поперечном сечении насосно-компрессорных труб.

3.2.2.1 Замер вибрации электроцентробежной установки для добычи нефти на испытательном стенде.

3.2.2.2 Расчет изгибающего момента, возникающего в колонне НКТ.

3.2.2.3 Анализ временных зависимостей с помощью показателя Херста.

3.3 Продольные динамические нагрузки.

3.4 Динамические напряжения в колонне НКТ.

Выводы.

4 СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВИБРОЗАЩИТЫ СКВАЖИННОГО

ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ РАБОТЕ УЭЦН.

4.1 Обзор методов виброзащиты внутрискважинного оборудования для добычи нефти.

4.1.1 Способы снижения виброактивности электроцентробежного насоса

4.1.2 Изменение конструкции объекта виброзащиты.

4.1.3 Методы динамического гашения колебаний системы УЭЦН.

4.1.4 Виброизоляция колонны НКТ.

4.2 Разработка компенсатора крутильных колебаний.

Выводы.

Актуальность работы

Основная доля добычи нефти в России осуществляется установками электроцентробежных насосов, осложненные условия эксплуатации которых приводят к увеличению числа отказов. Повышение наработки на отказ позволит снизить затраты на капитальный и текущий ремонт, что приведет к уменьшению себестоимости добычи нефти.

Установка погружного электроцентробежного насоса (УЭЦН) является сложной динамической системой, на ресурс которой оказывает влияние множество факторов. С целыо увеличения долговечности оборудования необходимо рассмотрение всего комплекса причин, приводящих к отказу, учет которых даст возможность представить полную картину данного процесса.

Разработка способов оценки надежности внутрискважинного оборудования на основе рассмотрения всей совокупности действующих факторов и реакций системы на данные воздействия позволит:

- оценить вероятность появления различных отказов, в том числе и наиболее материально затратных, таких как падение насосного агрегата на забой скважины;

- повысить надежность оборудования на стадии принятия решения об эксплуатации в конкретной скважине;

- снизить количество остановок скважин по причине отказа УЭЦН;

- снизить недобор жидкости за счет увеличения наработки на отказ УЭЦН.

Реакцией системы УЭЦН на условия эксплуатации является возникновение динамических напряжений, приводящих к наиболее трудно устраняемым авариям — «полету» насосной установки вследствие обрыва по телу НКТ или корпусу насоса.

Таким образом, исследование надежности и прогнозирование технического состояния системы УЭЦН при рассмотрении всего комплекса динамического нагружения, вызванного совокупным действием условий эксплуатации и неуравновешенности системы, а также выработка рекомендаций по повышению работоспособности являются актуальной задачей.

Цель работы

Оценка надежности системы УЭЦН в скважине с учетом специфики динамического воздействия при добыче нефти.

Задачи исследования

1 Разработка методов оценки надежности и прогнозирования технического состояния УЭЦН при различных условиях эксплуатации.

2 Определение величины и характера изменения реактивного момента погружного электроцентробежного агрегата в процессе эксплуатации.

3 Исследование динамических нагрузок, возникающих в насосно-компрессорных трубах, вследствие вибрационного воздействия насосного агрегата и реактивного момента.

4 Составление диагностической матрицы оценки технического состояния УЭЦН с учетом динамического воздействия.

5 Разработка устройства по увеличению работоспособности установки с учетом динамической нагруженности.

Методы решения задач

Поставленные задачи были решены с помощью: теории надежности, теории колебаний, динамического метода изучения устойчивости, теории детерминированного хаоса.

Научная новизна

1 Разработана диагностическая матрица на основании промысловых данных, позволяющая оценить вероятность безотказной работы и ресурс УЭЦН с применением теоремы Байеса при различных условиях эксплуатации и с учетом динамической нагруженности системы. ^ 2 Установлено, что при наличии механических примесей в перекачиваемой жидкости, увеличении глубины спуска погружного агрегата, солеотложении, неуравновешенности системы вследствие износа, изгиба вала и колонны НКТ значение реактивного момента насоса может достигать критических величин, приводящих к отказу глубинного оборудования.

3 Определены условия потери устойчивости низа колонны НКТ при воздействии реактивного крутящего момента насосного агрегата и растягивающего усилия от веса установки с применением динамического метода исследования устойчивости систем.

Практическая ценность работы

1 Методика оценки технического состояния и вероятности «полета» насосного агрегата на забой скважины используется в учебном процессе при изучении студентами Уфимского государственного нефтяного технического университета дисциплины «Обеспечение надежности нефтегазовых объектов» для специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

2 Разработанная методика оценки технического состояния погружной электроцентробежной насосной установки для добычи нефти передана с целью дальнейшего внедрения в ООО «Серафимовское УПКРС».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно - технических конференциях, техсоветах: научно - техническом совете «Лаборатория вибродиагности ОФ УГНТУ» (г. Октябрьский, 2006), 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2007), 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2008), техническом совете «Серафимовское УПКРС» (пос. Серафимовский, 2008).

Публикации

Основные положения диссертации изложены в 10 печатных работах, получен 1 патент на изобретение.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Использование теоремы Байеса при определении вероятности отказа погружной электроцентробежной установки дает возможность учесть специфику эксплуатации, техническое состояние насосного агрегата и судить о надежности оборудования на стадии принятия решения о применении установки в скважине.

2 Под действием осложняющих условий эксплуатации (наличие механических примесей, солеотложение и др.) возникают циклические касательные напряжения, обусловленные реактивным крутящим моментом, воспринимаемым корпусом насосного агрегата и колонной НКТ.

3 Реактивный момент ЭЦН, действующий на насосно-компрессорные трубы, приводит к потере устойчивости колонны труб. Использование динамического метода позволило получить систему уравнений основных параметров, определяющих нагрузки, которые действуют на НКТ в случае потери устойчивости колонны труб.

4 При наличии случайных колебаний насосного агрегата изменение динамических нагрузок в колонне насосно-компрессорных труб соответствует трендоустойчивому ряду. Расчетным путем было установлено, что высокие значения нормальных и касательных напряжений, обусловленные действием вибрации насосного агрегата и реактивного момента, возникающих в колонне НКТ снижают надежность системы. Составлен вариант диагностической матрицы с учетом динамического воздействия.

5 Разработана методика для использования метода Байеса в промысловых условиях для оценки надежности УЭЦН (рекомендовано к внедрению в ООО «Серафимовское УПКРС».)

6 С учетом специфики нагружения колонны НКТ (действие касательных и нормальных напряжений) разработан компенсатор колебаний насосно-компрессорных труб.

1. Айвазян С.А. Прикладная статистика: Основы моделирования и первичная обработка данных: Справочное изд. / С.А. Айвазян, И.С. Енюков, Л.Д. Мешалкин. М.: Финансы и статистика, 1983. - 471 с.

2. Александров В. Л. О надежности валов УЭЦН и выборе материалов для их изготовления // Нефтяное хозяйство. 2006. - №5. — С. 110-112.

3. Александров М. М. Определение сил сопротивления при бурении скважин. -М.: «Недра», 1965. 176 с.

4. Алиев И.М., Кучук 3. Вероятностно-статистический метод установления взаимосвязи между уровнем вибрации и наработками на отказ установок ЭЦН // Нефтяное хозяйство 2000.- №12. — С. 95 96.

5. Ал футов H.A. Основы расчета на устойчивость упругих систем. — М.: Машиностроение, 1978.-311 с.

6. Арутюнян P.A. Об одной вероятностной модели сопротивления усталости // Физико-химическая механика материалов. — 1993. № 1. — С. 41— 45.

7. Арутюнян P.A. Проблема усталости и вероятностные методы ее решения // Вестник РФФИ. http: // www. Rfbr . ru / pics / 22096 ref/file.pdf -02.03-04.2006. - 14 с.

8. Арутюнян P.A. Об одной вероятностной модели усталостного разрушения сложных систем // Доклады РАН. 1993. - Т. 332, № 3. - С. 317— 318.

9. Атнагулов А.Р. Решение задачи потери устойчивости колонны НКТ с использованием динамического метода // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. Кн.1 - С.209.

10. Атнагулов А.Р. Влияние реактивного крутящего момента на усталостное разрушение сочленений УЭЦН для добычи нефти / А.Р. Атнагулов, И.Е. Ишемгужин, А.Н. Зотов, Е.И. Ишемгужин // Нефтегазовое дело. 2008. - Т.6, №1 - С. 129-136.

11. Бочарников В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебное пособие. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003.-336 с.

12. Барский И. О теоретических положениях динамики и устойчивости бурильной колонны и способах их реализации на практике. Технологии ТЭК. 2004. - №2. - С. 26-29.

13. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. -М.: Машиностроение, 1984. 312 с.

14. Божокин C.B., Паршин Д.А. Фракталы и мультифракталы. -Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. — 128 с.

15. Балицкая Е.О., Буяк А.Н., Золотухина Л.А. Специальные критерии согласия для малых выборок: Научн. тр. / Ленинградскийкораблестроительный институт // Прикладная и вычислительная математика в судостроении, 1981.-С 14-21.

16. Безухов Н.И. Устойчивость и динамика сооружений в примерах и задачах: Учеб. пособие для строит, спец. вузов. — М.: Высш. шк., 1987. 264 с.

17. Вагапов С.Ю. Устойчивость колонн насосно-компрессорных труб и штанг глубиннонасосной установки. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 133 с.

18. Васильев В.В., Муллагулов М.Х., Набиев Т.С. Оценка критической следящей силы для консольного стержня // Проблемы прочности. — 2004. № 5.-С. 108-112.

19. Вахитова Р.И., Зотов А.Н., Уразаков K.P. Механический компенсатор для снижения уровня вибрации в установках погружных электроцентробежных насосов // Нефтепромысловое дело. — 2005. №10. -С. 34-37.

20. Вибрации в технике: Справочник: В 6-ти т. Т. 1. Колебание линейных систем / Под ред. В.В. Болотина М.: Машиностроение, 1978. — 352 с.

21. Вибрации в технике: Справочник: В 6-ти т. Т. 2. Колебание нелинейных систем / Под ред. И.И. Блехмана М.: Машиностроение, 1979. -351 с.

22. Вибрации в технике: Справочник. В 6-ти т. Т. 3. Колебания машин, конструкций и их элементов/ Под ред. Ф. М. Диментберга и К. С. Колесникова М.: Машиностроение, 1980. -544 с.

23. Вибрации в технике: Справочник: В 6-ти т. Т. 6. Защита от вибрации и ударов / Под ред. К.В. Фролова М.: Машиностроение, 1995. -456 с.

24. Вольмир A.C. Устойчивость деформируемых систем. — М.: Наука, 1967.-984 с.

25. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. — 2002.- №4.- С.62-64.

26. ГОСТ 11.004-74. Прикладная статистика. Правила проверки согласия опытного распределения с теоретическим.

27. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Жагрин A.B., Михель В.Д. и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 2. - С. 62 - 64.

28. Гмурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике: Учеб. пособие для студентов втузов. М.: Высшая школа, 1979. — 400 с.

29. Григорян Е.Е. Серийное производство УЭЦН — производство под конкретного потребителя // Химическое и нефтегазовое машиностроение. — 2000. -№3.- С. 4-6.

30. Диагностирование установок центробежных электронасосов без вмешательства в режим их эксплуатации / Матаев H.H., Кулаков С.Г., Никончук С.А., Сушков O.A. // Нефтяное хозяйство 2004 №2. С. 124 - 125.

31. Дейс В. Осложнения при эксплуатации УЭЦН // Бурение и нефть. 2004.-№Ю.-С. 18-21.

32. Добыча нефти. Наземное и подземное оборудование / Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, М.Я. Хабибуллин, P.M. Тухтеев. — Краснодар: Сов. Кубань, 2003.-320 с.

33. Дроздов А. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях и новые методы повышения нефтеотдачи пластов: Научно-технический вестник ЮКОС. 2003. - №6. — С.3-9.

34. Захаров Н. М. Влияние технологической наследственности на запас работоспособности сварного оборудования оболочкового типа // Нефтегазовое дело. http://www.ogbus.ru/authors/Zakharov/zak4.pdf -20.02.2002. - 12 с.

35. Захаров Н. М. Оценка целесообразности замены материала при изготовлении оборудования // Нефтегазовое дело. http://www.ogbus.ru/authors/Zakharov/zakl.pdf- 10.12.2001. 9 с.

36. Защита УЭЦН от механических примесей с использованием стоячих ультразвуковых волн, сформированных ниже приема насоса / И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, А.К. Ягафаров, Ю.А. Савиных // Нефтепромысловое дело. 2003. - №10. - С. 45-46.

37. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважины с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. 120 с.

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

39. Зотов А.Н. Амортизаторы с силовой характеристикой, имеющей участки квазинулевой жесткости при наличии трения / А.Н. Зотов, И.Е. Ишемгужин, А.Р.Атнагулов, Е.И. Ишемгужин // Нефтегазовое дело. — 2007. -Т.5, №1 С. 229-233.

40. Ильясов Б.Г., Комелин A.B., Тагирова К.Ф. Самоорганизующаяся нейросетевая система диагностики установки электроцентробежного насоса и скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2005.- № 10. С. 20 - 22.

41. Имаева Э.Ш. Методы исследования хаотических систем: Термины и определения / Под ред. проф. И.Р. Кузеева. Уфа: Монография, 2006. - 209 с.

42. Исангулов А.К. Разработка методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин в Западной Сибири (на примере ОАО «Черногорнефть»): Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., 1999.

43. Ишемгужин Е.И. Теоретические основы надежности буровых и нефтепромысловых машин. — Уфа: Изд. Уфимск. нефт. ин-та, 1981. — 84 с.

44. Ишемгужин Е.И. Обработка информации о надежности буровых и нефтегазопромысловых машин. Уфа: Изд. Уфимск. нефт. ин-та.- 1980 — 38с.

45. Ишемгужин Е.И. Нелинейные колебания элементов буровых машин: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - 109 с.

46. Ишемгужин Е.И. Регрессионный анализ и планирование эксперимента при оценке надежности буровых и нефтепромысловых машин. Уфа: Изд. Уфимск. нефт. ин-та, 1984. — 79 с.

47. Ишмурзин A.A., Пономарев Р.Н. Анализ влияния геологических факторов на аварийность УЭЦН // Нефтегазовое дело. http: //www.ogbus.rn/authors/Ishmurzin/Ishmurzin5.pdf- 05.07.06. - 8 с.

48. Каталог ступеней и насосов ЗАО Новомет Пермь, 2006/ http://wrvvw.novomet.ru/documentationfiles/novometcatalog.zip

49. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство. 2002. - №9. - С. 77-80.

50. Капур К., Ламберсон JI. Надежность и проектирование систем / Пер. с англ. М.: Мир, 1980. - 604 с.

51. Козлов М.В., Прохоров A.B. Введение в математическую статистику. М.: Изд-во МГУ, 1987. - 264 с.

52. Кондратьев В.М. Колебания и устойчивость нелинейных систем под действием следящих сил. Ташкент: Изд-во «Фан» УзССР, 1985. — 176 с.

53. Компания "РЕАМ-РТИ" лидирует в разработке новых РТИ для нефтегазового комплекса, http://www.tehnoprogress.ru/

54. Кошторев Н.И., Заякин В.И. Электроцентробежные насосы с шарнирным сочленением для добычи нефти. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2001. - № 10. - С. 26.

55. Крамер Г. Математические методы статистики. — М.: Мир, 1975. —659 с.

56. Кудрявцев И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей (на примере Самотлорского месторождения): Автореф. дис. на соиск. ученой степ. канд. техн. наук. — Тюмень, 2004.

57. Кутдусов А.Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Уфа, 2002.

58. Левин Б.Р. Теория надежности радиотехнических систем (математические основы): Учебное пособие для вузов.- М.: Сов. радио, 1978. 264 с.

59. Потоцкий В.В., Ишмурзин A.A. Влияние толщины лопастей рабочих колес ступеней ЭЦН на напор и КПД // 58-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. материалов -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. Кн. 1 - С. 185.

60. Максутов P.A., Алиев И.М. Диагностика состояния УЭЦН // Нефтяное хозяйство.- 1984.-№ 10. С. 38-40.

61. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999.- 464 с.

62. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. — 364 с.

63. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816с.

64. Музипов Х.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.

65. Муллагулов М.Х., Васильев В.В., Набиев Т.С. Исследование устойчивости стержневых моделей неконсервативных систем // Изв. вузов. Строительство.-2003. -№ 6.-С. 108-113.

66. Муллагулов М.Х. Практические методы расчета устойчивости стержней при произвольных нагрузках и условиях опирания: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГАТУ, 1983. - 90 с.

67. Надыршин Р.Ф. Оценка технического состояния глубинного бурового оборудования с использованием метода реконструкции фазовых портретов: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2006.

68. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» / Кудряшов С. , Левин Ю., Маркелов Д., и др. // Технологии ТЭК.- 2004.- №5. С. 54 - 59.

69. Научно-производственная фирма "Синтез". Антирезонансная опора, http://www.neftegazprogress.ru/

70. Опыт создания высоконадежного отечественного погружного оборудования / Нуряев А. и др. // Технологии ТЭК.- 2004.- № 3. С. 42 - 45.

71. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН / Котов В.А., Гарифуллин И.Ш.,Тукаев Ш.В. // Нефтяное хозяйство.- 2001.- №4. С. 58 - 62.

72. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения / И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, И.В. Цыкин, И.Н. Гутуев, И.А. Хабипов // Нефтяное хозяйство. 2002. - №6. - С. 62-64.

73. Пановко Я.Г., Губанова И.И. Устойчивость и колебания упругих систем: Современные концепции, парадоксы и ошибки. М.: КомКнига, 2007.-352 с.

74. Пановко Я.Г. Введение в теорию механических колебаний: Учеб. пособие для вузов. — 3-е изд., перераб. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1991.-256 с.

75. Пат. № 2321737 РФ, Е21В 44/06. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / Ишемгужин Е.И., Надыршин Р.Ф., Зинатуллина Э.Я., Имаева Э.Ш., Зотов А.Н., Ишемгужин И.Е., Атнагулов А.Р. Опубл. в Б.И. - 2008.- №10.

76. Пат. 2154224. Фланцевое соединение / Р.Ф. Габдуллин, Н.В. Салимов. Заявлено 01.06.99; № 99111932/06; Опубл. 10.08.00, кл. 7 F16L23/02.

77. Пат. 2206792. Устройство амортизатора электроцентробежного насоса в скважине / Н.М. Школьный, П.М. Томашевский, В.И. Иванов, Л.Б. Ольшевский, Е.Э. Дружинин, Г.Г. Халаев. Заявлено 31.05.00; № 2000113928/28; Опубл. 20.06.03, кл. 7 F04B47/14, F16F1/376.

78. Пат. 2179670. Устройство для гашения крутильных колебаний / Р.Ф. Габдуллин, М.И. Саматов, И.Ф. Гарифуллин, В.А. Беляев, C.B. Дорофеев. Заявлено 25.12.00; № 2000132577/28; Опубл. 20.02.00, кл. 7 F16F15/073.

79. Пат. 2211986. Виброгаситель / Н.В. Салимов, А.Ф. Юсупов, P.A. Валеев. Заявлено 04.12.01; № 2001132614/06; Опубл. 10.09.03, кл. 7 F16L23/02.

80. Пат. 2241156. Компенсатор для насосно-компрессорных труб / K.P. Уразаков, И.И. Иконников, А.М. Миниахметов, Ю.Х. Кутлуяров, Р.И Вахитова., С.М. Алушкина. Заявлено 25.02.03; № 2003105438/06; Опубл. 27.11.04, кл. 7 F16F15/02, F04D13/10, F04B47/02.

81. Пат. № 46889 РФ, Е21В 47/12. Блок погружной для системы телеметрии установки погружного центробежного насоса для добычи нефти /

82. Костров С.Е., Изофатов С.Н., Попелнуха Г.В., Полянский Г.В., Горохов В.Е. Опубл. в Б.И. - 2005.- №21.

83. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Механизм усталостного разрушения деталей погружных центробежных электронасосов для добычи нефти от вибрации. // Известия вузов. Нефть и газ 2001 №1. С. 51-55.

84. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В.Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах как результат хаотической динамики // Известия вузов. Нефть и газ .-1999.- №3. — С. 63 — 68.

85. 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.

86. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.- М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. - 653 е.: ил.

87. Пустовалов М.Ф., A.A. Чакин A.A. Применение коррозионно-стойких УЭЦН на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» // Нефтяное хозяйство.- 2000.- № 10. С. 126 - 129.

88. Пономарев Р.Н. Аварийные отказы оборудования УЭЦН и разработка мероприятий по их устранению: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2006.

89. Пономарев Р.Н., Ишмурзин A.A. Анализ аварийных отказов, обусловленных конструкциями скважины и установок погружных центробежных насосов // Нефтегазовое дело. -http: // www.ogbus.ru/authors/Ponomarev/Ponomarev2.pdf 03.07.2006. - 7 с.

90. Пономарев Р.Н., A.A. Ишмурзин A.A., Ишмурзина Н.М. Влияние технологических факторов на аварийность установок погружных центробежных насосов // Нефтяное хозяйство. — 2006. №7. — С. 102-104.

91. Пещеренко С. Проблемы прочности валов погружных установок // Нефтегазовая вертикаль. http://www.ngv.ru/ - 2001. -№12.

92. Петрухин В.В Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень, 2000.

93. Понтрягин JI.C. Обыкновенные дифференциальные уравнения. -М.: «Наука», 1974. -331с.

94. Программно-технологический комплекс «Насос» для оптимизации технологического режима и повышения эффективности работы скважины / К. Уразаков, Ю. Алексеев, А. Кутдусов, К. Бондаренко // Научно-технических вестник ЮКОС. 2003. - №6. - С. 31-37.

95. Расчет бурильных труб в геологоразведочном бурении / Е.Ф. Эпштейн, В.И. Мацейчик, И.И. Ивахнин, А.Ш. Асатурян. М.: Недра, 1979. - 160 с.

96. Савчук В.П. Байесовские методы статистического оценивания: Надежность технических объектов. М.: Наука. Гл. ред. физ. — мат. лит., 1989.-328 с.

97. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. — М.: Недра, 1979.-231 с.

98. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М.: Недра, 1990.-263 с.

99. ЮЗ.Саусвелл Р.В. Введение в теорию упругости для инженеров и физиков / Перевод со второго английского издания Сахарова И.Е. М.: Гос. изд-во иностранной литературы, 1948. — 677с.

100. Сафиуллин P.P., Матвеев Ю.Г., Бурцев Е.А. Анализ работы установок электроцентробежных насосов и технические методы повышения их надежности: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.- 89 с.

101. Скважинные насосные установки для добычи нефти: Учеб. пособие /С.Ю. Вагапов и др.; Под ред. Ю.Г. Матвеева. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003,- 167 с.

102. Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский и др. — М.: Нефть и газ, 2002

103. Слепченко С.Д. Статистический анализ надежности УЭЦН // http://www.novomet.ru/sciencefiles/2007analiz.pdf.

104. Сопротивление материалов: Учебник для вузов / Под общ. ред. Г.С. Писаренко. — Киев: Вища школа. Головное изд-во, 1979. — 696 с.

105. Справочник нефтяника / М.Ф. Аржанов, И.И. Кагарманов, А.П. Мельников, И.Н. Карпенко, Ю.А. Кравец. Самара.: Росинг, 2008. — 430с.

106. Сун Лян Выбор оптимального типоразмера ПЭЦН / Сун Лян, А.Р. Атнагулов, Е.И. Ишемгужин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Кн.1 - С.220.

107. Сулейманов М.М. Шум и вибрация в нефтяной промышленности: справочное пособие. — М.: Недра, 1990. 160 с.

108. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. — М.: Недра, 1973. — 216 с.

109. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. М.: Недра, 1991. - 208 с.

110. Тимошенко С.П. Курс теории упругости. — Киев: «Наукова думка», 1972.-508 с.

111. Тимошенко С.П. Прочность и колебания элементов конструкций. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1975. - 704 с.

112. Тимошенко С.П. Янг Д.Х., Уивер У. Колебание в инженерном деле. Пер. с англ. Корнейчука Л.Г.; под ред. Григолюка Э.И. М.: Машиностроение, 1985. -472 с.

113. Тихонов А.Н., Васильева А.Б., Свешников А.Г. Дифференциальные уравнения: Учеб.: Для вузов. М.: Физматлит, 2005. -256с.

114. Ухалов К.А., Кучумов Р.Я Методология оценки эксплуатационной надежности работы УЭЦН // Известия вузов. Нефть и газ.- 2002,- № 4. С. 26 -29.

115. Феодосьев В.И. Избранные задачи и вопросы по сопротивлению материалов. М.: «Наука», 1973. - 400с.

116. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. — М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1979. — 560 с.

117. Федер Е. Фракталы / Пер. с англ. М.: Мир, 1991. - 254 с.

118. Хазов Б.Ф., Дибусев Б.А. Справочник по расчету машин на стадии проектирования. М.: Машиностроение, 1986. — 224 с.

119. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. -М.: Мир, 1969.-395 с.

120. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры: Учебник для теплоэнергетических специальностей вузов. М.: «Энергия», 1977. — 424 с.

121. Чукчеев O.A., Рублев А.Б, Сушков В.В. Оценка технического состояния погружных установок электроцентробежных насосов на специализированных стендах // Известия вузов. Нефть и газ.- 2002.- №6. С. 49 - 52.

122. Шарнина Г.С. Обеспечение безопасной эксплуатации и долговечности длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Уфа, 2003.

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

124. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях Самотлорского месторождения / И.А. Кудрявцев, Б.А. Ерка, Н.П. Кузнецов, А.К. Ягафаров // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - №5. - С.94-102.

125. Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях интенсифицированных скважин / С. Кудряшов, Ю. Левин, Д. Маркелов // Бурение и нефть. 2004. - №10. - С. 22-23.

126. Яблонский A.A., Норейко С.С. Курс теории колебаний: Учебное пособие / 4-е изд., стер. СПб.: «Лань», 2003. - 256 с.

127. Определение вероятности безотказной работы УЭЦН, в результате обработки статистических данных по агрегатам, упавших на забой скважины.

128. В таблице представлен пример наработки на отказ погружного оборудования и результаты выбора закона распределения. В данном случае законом распределения является закон Вейбулла.