автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Совершенствование методов контроля технического состояния высоконапорных насосных агрегатов

На правах рукописи

Бикбулатова Голия Ильдусовна

ПН-

Совершенствование методов контроля технического состояния высоконапорных насосных агрегатов

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

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Матвеев Юрий Геннадиевич.

»

<

V

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ишемгужин Евгений Измайлович; доктор технических наук, профессор Уразаков КамиЯь Рахматуллович.

Ведущая организация НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть».

Защита состоится 27 декабря 2005 года в 11-30 на заседании диссертационного совета 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 <Л5 » ноября 2005 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Закирничная М.М.

124 27¿V

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В последние годы вопросы эффективности использования высоконапорного насосного оборудования системы поддержания пластового давления (ППД) приобретают особую актуальность, поскольку это оборудование является наиболее энергоемким и широко используемым предприятиями при интенсификации добычи нефти.

Определяющим фактором эффективности насосных агрегатов является техническое состояние их гидравлической части. Изнашивание, которому подвержены рабочие органы насоса в процессе закачки воды, вызывает постепенное снижение выходных параметров, в результате чего происходит уменьшение полезной работы насоса и увеличение эксплуатационных расходов.

Одним из реальных путей повышения эффективности эксплуатации высоконапорных насосов является обслуживание по техническому состоянию, позволяющее контролировать происходящие изменения и принимать обоснованные решения по вопросам, связанным с рациональным использованием а1регатов в зависимости от их индивидуальных особенностей и фактического состояния. Практика показывает, что использование такой стратегии обслуживания требует разработки и дальнейшего совершенствования методов оперативной оценки технического состояния.

Цель диссертационной работы - разработка методов оценки фактического состояния высоконапорных насосов и эффективности организационно-технических решений, связанных с восстановлением элементов его гидравлической части.

Основные задачи работы:

1 Изучение тенденций изменения напорной и энергетической характеристик насосного агрегата в процессе его эксплуатации.

2 Оценка технического состояния гидравлической части высоконапорных центробежных насосов по текущим параметрам с выявлением причин снижения его напорной и энергетической характеристик.

3 Разработка метода оценки допустимого эффективного количества капитальных ремонтов высоконапорных насосов.

Научная новизна

1 Предложен показатель - коэффициент технического состояния центробежного насоса, равный отношению текущего перепада давления в насосе к паспортному, в качестве характеристики износа гидравлической части насоса, и на его основе разработан метод определения гидравлического КПД.

2 Установлено, что применяемый на производстве метод дросселирования для обеспечения работы насоса в режиме максимального КПД приводит к увеличению удельных затрат на закачку жидкости.

3 Обосновано использование показателя восстановления гидравлического КПД насоса в качестве оценки качества его ремонта; и показано, что по причине снижения гидравлического КПД отремонтированного насоса более чем на 4%, по сравнению с паспортным, становятся нецелесообразными его последующие ремонты.

Практическая значимость работы

Разработан и апробирован на объектах ОАО «Татнефть» метод определения технического состояния высоконапорных насосов, на основании ко-

торого установлен темп износа гидравлической части ЦНС 180-1422 — 0,00062%, ЦНС 63-1400 - 0,00083% на час наработки.

2 Разработано и внедрено в учебный процесс учебное пособие «Вопросы эффективной эксплуатации высоконапорных насосных агрегатов нефтегазовой отрасли».

Апробация работы

Различные положения и результаты исследований докладывались на

следующих конференциях и семинарах:

1 XI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (2003 г., г. Самара);

2 V юбилейной Международной молодежной научной конференции «Се-вергеоэкотех - 2004» (февраль 2004 г., г. Ухта);

3 Научной сессии АГНИ по итогам 2003г. (февраль 2004г., г. Альметьевск);

4 Всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (ноябрь 2004г., г. Уфа);

5 Межвузовской научно-технической конференции (декабрь 2004 г., г. Октябрьск);

6 Всероссийской научно-технической конференции «Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений. Современные методические и технико-технологические решения в области диагностики насосных агрегатов» (декабрь, 2004г., г. Москва);

7 Научной сессии АГНИ по итогам 2004г. ( февраль 2005г., г. Альметьевск).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в том числе 1 учебное пособие, 1 монография, 6 статей, 7 тезисов.

Объём и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения и 4 разделов, включает основные выводы, список литературы, приложение; изложена на 134 страницах компьютерного текста, содержит 14 рисунков, 4 таблицы. Список литературы включает 108 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цель, научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе проанализированы причины, влияющие на техническое состояние и эффективность эксплуатации высоконапорных насосных агрегатов системы ППД, рассмотрены методы и критерии, используемые при установлении технического состояния насоса.

Известно, что контроль технического состояния оборудования производится на основе методов технической диагностики. Работы в этой области проводились Шаммасовым М.Х, Канатьевым Л.И., Галеевым A.C., Сулеймановым Р.Н., Султановым Б.З., Ишемгужиным Е.И., Ураза-ковым K.P., Ямалиевым В.У., Гольдиным A.C., Вишневской Т.Н., Гуме-ровым А.Г., Гумеровым Р.С, Акбердиным A.M., Чернышевым Э.А. и многими другими исследователями.

На основе анализа установлено, что эффективность эксплуатации высоконапорного насосного оборудования тесно связана с его техническим состоянием, которое определяется в основном текущим состоянием гидравлической части насоса. При этом существующие методы контроля технического состояния насоса сложно реализуемы на практике и требуют совершенствования.

Во второй главе рассматриваются вопросы влияния технического состояния на эффективность работы и рабочие характеристики насоса.

С целью оперативной оценки технического состояния насоса выявлялись тенденции изменения их характеристик в зависимости от наработки.

На производстве степень износа элементов гидравлической части насоса обычно оценивается по существенному изменению напора, который определяется по показаниям штатных манометров. Предельному износу соответствует ситуация, когда гидравлический КПД насоса составляет 0,4...0,5. Понятно, что любые суждения об износе могут трактоваться совершенно по-разному, поскольку отсутствует какая- либо общепринятая мера износа центробежных секционных насосов, эксплуатируемых в системе ППД. Поэтому предложено применять в качестве показателя износа относительную величину изменения давления при закрытой задвижке

АР™ -АРт"

£ _зак зак

ИЖ крпас ,

зах

где кт - показатель износа;

АР™ - паспортный перепад давления на насосе при закрытой задвижке;

Дтекущий (замеренный) перепад давления при закрытой задвижке.

При анализе технического состояния удобен в использовании соответствующий показатель:

АРт"

к = 1 -к - 30* шиш шн Д гу пас

Обычно на каждый типоразмер насоса выдаются так называемые паспортные зависимости напора, КПД и потребляемой мощности от подачи. Величины КПД и гидравлического КПД отличаются незначительно, на величину практически постоянных во времени потерь на трение в подшипниках и сальниковых уплотнениях, составляющих около 1% потерь в насосе.

Рассмотренные паспортные характеристики, перестраиваем в зависимости гидравлического КПД и подачи от перепада давления. Характеристики имеют общую точку, соответствующую максимальному перепаду давления. В этом режиме и подача насоса, и гидравлический КПД равны нулю.

Поскольку, в результате изменения технического состояния гидравлической части насоса, максимально развиваемые давление и подача уменьшаются, то характеристика стягивается к началу отсчета. Вместе со смещением линии, характеризующей зависимость подачи от перепада давления, смещается и линия, характеризующая гидравлический КПД. По мере изнашивания величина гидравлического КПД уменьшается и одновременно смещается влево, так как характеристики в любом состоянии насоса должны иметь общую точку.

Допустив, что давление, подача и гидравлический КПД изменяются пропорционально изменению показателя технического состояния или характеристики в процессе износа элементов гидравлической части остаются себе подобными с коэффициентом подобия, равным показателю технического состояния, оцениваем техническое состояние насоса через изменение максимального гидравлического КПД. Расчетные характеристики насоса

8 $

^ VI

■О4«

ч к

V 1 V

( % 1 \ }.б 0.7 0 ... V .\Л \ .8 0.! > \1

сосп V 1 1 1 \ А

\

тОл 4« 0 \\

ч ч

и: н м

ДР"

14 1« 36

Давление ДР , МПа

Рисунок 1- Определение причин снижения гидравлического КПД насоса

по мере изменения технического состояния гидравлической части, в соответствии с вышесказанным, приведены на рисунке 1.

Реальные характеристики (в зависимости от изменения технического состояния) в этих координатах получаем экспериментальным путем для каждого типа насоса.

Известно, что снижение гидравлического КПД насоса может быть обусловлено двумя причинами: работой насоса в неоптимальном режиме и износом деталей проточной части насоса. Долю каждой из причин предложе-' но выявлять следующим образом:

- на диаграмме с характеристиками насоса по мере износа (рисунок 1), строим точку, соответствующую измеренным значениям гидравлического КПД;

- при помощи лекала через построенную точку проводим текущую характеристику гидравлического КПД насоса;

- по шкале снимаем текущее значение показателя технического состояния;

- потери гидравлического КПД за счет износа определяем путем вычитания из максимального паспортного значения гидравлического КПД максимального значения гидравлического КПД, соответствующего текущему значению показателя технического состояния;

- потери гидравлического КПД насоса за счет неоптимального режима работы насоса определяем путем вычитания из максимального паспортного значения гидравлического КПД насоса замеренного значения гидравлического КПД и потерь за счет износа.

, Ниже рассмотрено формализованное, аналитическое представление

описанной процедуры, необходимое для автоматизации расчетов потерь гидравлического КПД за счет износа и отклонения от оптимального режима.

Характеристики износа насоса представляются в виде семейства линий, описываемых уравнением с тремя переменными: /(7-*,АР, О = 0 ■

После подстановки в уравнение замеренных текущих значений гидравлического КПД >7™* и перепада давления АР"" получаем уравнение с одной неизвестной, решением которого определяем текущее значение износа насоса к™. Далее определяем максимально возможное значение гидравлического КПД, соответствующее полученному значению коэффициента износа:

Затем определяем потери за счет износа А г]^ и за счет отклонения от оптимального режима :

Дя™ = пт -п""К

I гидр I макс '/ макс >

Д„реж пас _Д„и« "'/гидр Чмакс ^'¡гидр '/гидр ■

Износ элементов гидравлической части насоса устраняется путем капитального ремонта секционных насосов НГДУ или текущего ремонта магистральных насосов. Возможности изменения режима работы насосов очень ограничены и требуют изменений в водоводах или проведения работ по улучшению приемистости скважин (ППД). Чаще всего в этом случае насос демонтируют, с возможным дальнейшим использованием в более благоприятных условиях.

В третьей главе приводятся результаты промысловых исследований технического состояния гидравлической части центробежных насосных агрегатов.

На объектах системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» были проведены исследования технического состояния высоконапорных центробежных секционных насосных агрегатов.

Показания приборов снимались при установившихся режимах потока в трех режимах - при увеличенном, номинальном и уменьшенном расходах. Из журнала учета работы оборудования дополнительно производилась вы-

борка наработки обследуемых насосных агрегатов. Результаты фиксировались в специальном журнале и заносились в сводные таблицы.

Замеры текущего значения КПД производились специальным прибором КПД-мером по термодинамическому методу. Для замера перепада давлений использовались стационарные пружинные манометры, показывающие давление жидкости на входе и выходе данной насосной установки. При замере расхода перекачиваемой жидкости использовался переносной ультразвуковой времяпролетный расходомер «РапатейсБ». Относительная погрешность определения КПД, напора и подачи составляет 1-2 %, причем уменьшается с увеличением напора насоса. Обработка данных экспериментальных исследований производилась в следующем порядке. Предварительно были оцифрованы паспортные характеристики насосов ЦНС 631400, ЦНС 180-1422, эксплуатируемых в системе ППД; методом наименьших квадратов получены зависимости подачи и гидравлического КПД от напора и построены характеристики насосов, выраженные через напор. Затем, в соответствии с предположением об изменении характеристик в процессе износа с коэффициентом подобия, равным показателю технического состояния насоса, построены расчетные характеристики насосов ЦНС 1801422 и ЦНС 63-1400 с шагом 10 % . Рабочие характеристики насоса, выраженные через напор, получены на основании текущих эксплуатационных параметров.

По шкале снималось текущее значение показателя технического состояния ктех сост . По снятым значениям и наработке насоса определялся темп изнашивания гидравлической части обследуемого насоса в условиях данного производства.

По вышеизложенной методике были обследованы насосные агрегаты в НГДУ «Балынефть», НГДУ «Джалильнефть», НГДУ «Елховнефть», НГДУ «Альметьвнефть». Результаты обследований технического состояния насосных агрегатов показали, что эксплуатируемые центробежные насосы типа ЦНС 180-1422 имеют сверхнормативную наработку и продолжают еще

эксплуатироваться. Средняя наработка по этим насосам на момент снятия замеров составила 28561,8 часов. На некоторых КНС наработка насосов достигла 40000 часов, что в два раза превысила нормативную. Данная ситуация вызвана тем, что идет переоборудование парка насосных агрегатов системы ППД нефтедобывающих предприятий насосами меньшей производительности.

Гидравлический КПД при данной сверхнормативной наработке снизился в среднем на 16,4 % (при среднем гидравлическом КПД обследованных насосов 55,6 %). Текущее значение износа гидравлической части насоса достигло 9,6 %. Темп износа гидравлической части насосов ЦНС 1801422 составил 0,00062 % на один час наработки при среднеквадратичном отклонении результатов наблюдений <У =0,00028.

Средняя наработка эксплуатируемых насосов ЦНС 63-1400 на момент обследования составляла 4807 часам; темп износа гидравлической части насоса - 0,00083 % на один час наработки при среднеквадратичном отклонении а 0,000014. Гидравлический КПД насоса в среднем за время эксплуатации снизился на 10,7%.

Анализ проведенных исследований показал, что эксплуатируемые насосы ЦНС-180-1422 в целом имеют существенно более высокий КПД по сравнению с насосами ЦНС-63-1400, несмотря на то, что они эксплуатируются в одинаковых условиях и свойства перекачиваемых ими жидкостей существенно не отличаются. Наработка насосов ЦНС 180-1422 на момент снятия замеров превышала определенные техническими условиями сроки эксплуатации насосов. Установленный темп износа гидравлической части этих насосов ниже, чем темп износа насосов ЦНС 63-1400, на 0,00021 % на час наработки.

Наблюдения за изменениями рабочих параметров обследуемых насосов ЦНС 63-1400 показали, что эти насосы эксплуатируются в режимах, соответствующих увеличенному расходу.

В результате применения метода разделения составляющих гидравлического КПД, связанных с износом и неоптимальным режимом, изложенного во второй главе было выявлено следующее.

ЦНС180 142?

осп)

б 10 12 14 16 18

100

90

во

70

60

80 О

50

60 40

40 30

20

20

н 10

С

0 0

цнсез-моо

80 60 40

20

8 10 1? 14 1« 18 ар

0(п), т/г -паспортные значения подачи и кпд;0, ц - текущие значения параметров.

Рисунок 2- Фактические характеристики насосов БКНС-2 «Джалипь-нефть»

Текущее значение потерь гидравлического КПД за счет износа замеров в среднем составило 13,71 % , в результате эксплуатации насоса в неоптимальном режиме - 2,7 %. В снижении гидравлического КПД доля потерь за счет износа преобладает и достигает в среднем 85,4 % от общих потерь. Доля потерь гидравлического КПД в результате эксплуатации насоса в неоптимальном режиме составила 14,6 %. Результаты расчетов показали, что основной причиной снижения параметров обследованных насосов ЦНС 1801422 является износ деталей и узлов гидравлической части насоса.

Среднее значение гидравлического КПД наблюдаемых насосных агрегатов ЦНС 63-1400 составило 49,1%, т.е снизилось на 10,9 % . Текущие значение потерь гидравлического КПД за счет износа достигло 4,8%, по причине неоптимального режима - 6 %. Соответственно доли потерь гидравлического КПД за счет износа составили 44,3 % и 55,7 % от общих потерь за счет эксплуатации насоса в неоптималыюм режиме.

Анализ результатов обследований технического состояния насосных агрегатов ЦНС 63-1400 показали, что снижение эффективности эксплуатации обследованного фонда было вызвано не только износом, но в большинстве случаев эксплуатацией насосных агрегатов в неоптимальном режиме.

В четвертой главе рассматриваются вопросы оценки эффективности принятия различных решений по изменению технического состояния насосного агрегата.

На рынке услуг по ремонту оборудования, как правило, имеется несколько предприятий, занимающихся ремонтом центробежных секционных насосов. Качество отремонтированных насосов и стоимость капитального ремонта отличаются и комбинируются в различных сочетаниях. Одним из показателей качества ремонта насосов является гидравлический КПД насосов после ремонта. Высокий гидравлический КПД отремонтированного насоса позволяет более эффективно его использовать. Соответственно и стоимость такого ремонта может быть выше. Сопоставление соотношения «цена-качество» ремонта различных сервисных предприятий проводится исходя из минимизации износовых затрат, т.е затрат на проведение капитального ремонта и затрат на перерасход электроэнергии, обусловленных износом деталей гидравлической части насоса:

где Срем - стоимость затрат на капитальный ремонт, транспортировку, монтаж и демонтаж насоса; Цэ - стоимость электроэнергии;

О. - расход жидкости; АР - перепад давлений в насосе;

Т - межремонтный период; т](/) - предельный КПД;

7(0) - КПД отремонтированного насоса.

Величина износовых издержек зависит от длительности эксплуатации насоса. При малой длительности межремонтного цикла издержки получаются большими вследствие высоких затрат на частый ремонт насоса; при зна-' чительном увеличении длительности межремонтного цикла издержки тоже

становятся большими за счет значительного перерасхода электроэнергии. Поэтому задача заключалась в определении минимального значения издержек, соответствующих оптимальному значению длительности межремонтного цикла. Минимальные затраты определялись по графической зависимости издержек на износ от длительности межремонтного цикла. Минимальное значение затрат на износ позволило выбрать сервисное предприятие по ремонту насосного оборудования.

Варьируя стоимость ремонта и гидравлический КПД насоса после капитального ремонта, в соответствии с вышеприведенной формулой, построены зависимости износовых издержек от межремонтного периода, графически представленные на рисунке 3.

Анализ результатов расчета убедительно показал, что ремонт с низким значением гидравлического КПД убыточен, даже если выполнялся бесплатно. При снижении гидравлического КПД отремонтированного насоса на 4% по сравнению с тем же параметром нового насоса капитальный ремонт становится экономически невыгодным. В этом случае целесообразнее (I отказаться от ремонта, приобретая новые насосы.

Расчеты выявили, что стоимость ремонта не оказывает значительного ' влияния на износовые издержки, более существенно влияние качества ре-

монта (гидравлического КПД), определяющее величину минимальных износовых издержек. Сопоставление соотношения «цена - качество» ремонта имеет какой-либо смысл только в тех случаях, когда значения гидравлического КПД отремонтированных насосов близки друг к другу (в пределах

2%). Введенные предположения о постоянстве давления закачки и расхода жидкости привело к некоторому затушевыванию влияния показателя качества ремонта. Уточнение расчетов ведет к еще большему увеличению влияния показателя качества ремонта на эффективность эксплуатации.

&

Стоимость капитального ГЮТД насоса после

ремонта, тыс. руб кахпггального ремонта,%

Рисунок 3 - Расчет минимальных издержек на капитальный ремонт и перерасход электроэнергии

На эффективность использования насосного агрегата существенное влияние оказывает режим эксплуатации насоса.

В общем случае режим работы насоса зависит от технического состояния его гидравлической части и соответствия гидравлических характеристик сета и насоса. Объем закачки воды в пласт определяется геологической службой НГДУ в соответствии с технологическими условиями разработки месторождения. Гидравлические характеристики сети зависят от количества одновременно работающих нагнетательных скважин, технического состоя-

ния трубопроводной системы ППД, приемистости призабойной зоны скважин и других причин.

С целью проведения закачки с максимальной эффективностью, на производстве при помощи выкидной задвижки ограничивают закачку так, чтобы развиваемый напор агрегата соответствовал максимальному КПД насоса. Однако в этом случае значительное количество электроэнергии теряется при дросселировании потока через прикрытую задвижку. Поэтому оптимизацию режима работы агрегата предложено осуществлять не по критерию максимизации КПД насоса, а по минимизации удельных затрат на закачку 1 м3 жидкости.

Полезная гидравлическая мощность насоса определяется напором АР и расходом :

Потребляемая электрическая мощность

где , - соответственно коэффициенты полезного действия насоса механический (принимается равным 0,98), двигателя (по паспортным данным - 0,93-0,98). Принимаем эти коэффициенты неизменными во времени и, для упрощения дальнейших выкладок, равными 1; - гидравлический КПД насоса.

Тогда удельные затраты определяем

„ С„„, _ С^ Р{0) & . (с/} ~---& ■ " — ,

* в ^(0 ^(0

где Стар~ стоимость 1 кВтч электроэнергии.

Как показывают расчеты, графически представленные на рисунке 4, для высоконапорных центробежных насосных агрегатов типа ЦНС-бЗ и ЦНС-180 удельные затраты растут с уменьшением темпа закачки или увеличением перепада давления в насосе. Таким образом, стратегия вывода насосных агрегатов на режим максимально высокого КПД путем управления выкид-

ной задвижкой является необоснованной и приводит к увеличению затрат на закачку необходимого объема жидкости в пласт.

Износ гидравлической части насоса складывается из износа ротора и износа статора. При этом износ направляющих аппаратов статора в процессе капитального ремонта не устраняется. Поэтому насос после капитального ремонта, даже при установке новых заводских рабочих колес, имеет несколько меньший гидравлический КПД чем новый насос. При большой наработке насосов износ статора становится существенным и возникает вопрос о целесообразности проведения капитального ремонта.

2,5 13 13,5 14 14,5 15 16

Давление закачки, МПа Рисунок 4- Зависимость удельных затрат от перепада давления

Техническое состояние гидравлической части насоса определяется состоянием статора и ротора

пае _ 1 стат и. рот

"" техсост "" техсост "" техсост *

Откуда определяем износ насоса

1 нас 1 _ L нас _ к стат , к рот

им ~ тассост ~ изн Л jон

I стат и рот изн изн

Темп износа ротора temp существенно больше темпа износа направляющих аппаратов статора temp ^Г ■ Полагая темп износа независящим от времени, определяем техническое состояние гидравлической части насоса (статора) в произвольный момент времени. Полный цикл эксплуатации

насоса состоит из нескольких примерно одинаковых периодов между двумя последовательными капитальными ремонтами длительностью П. От ремонта к ремонту начальное состояние насоса ухудшается и к началу /-го цикла составляет

=l-temp™m -I1-U-1). В момент времени t ( после (j-l)-ro ремонта):

= 1 - temp — -П. (М)-/йчрГ •t-tempГ

Полезная мощность насоса по закачке жидкости определяется расходом жидкости и давлением, развиваемым насосом

=Q(0-AP(0.

Полная мощность, рассеиваемая в гидравлической части насоса, определяется полезной мощностью и текущим гидравлическим КПД насоса

W™ (t, У) = ir,L (/) = 6(0 • ДР(0 / 7,L (О. В соответствии со сформулированной гипотезой текущее значение гидравлического КПД насоса определяется паспортным значением, износом насоса и режимом работы насоса. В случае работы насоса в оптимальном режиме получаем следующее выражение:

vLif) = ЧГ /(1" (етр^Г • П • (У -1) - temp™ • t - temp? ■ 0 .

Перерасход затрат на электроэнергию, обусловливаемый износом за цикл, определяется ценой электроэнергии и перерасходом электроэнергии:

СТ (Л = Ц,. ■ V ~ С. Л - )dt.

о

К потерям за счет износа относятся затраты на капитальные ремонты CTZ, приобретение насоса СТ™ и затраты на перерасход электроэнергии по всем N циклам

CTmKpam = CTZ + crz ■ (N -1)+f crzsr6 U) ■

j-i

Средние издержки за счет износа насоса за полный цикл его эксплуатации обусловлены потерями и временем эксплуатации:

ст с*т = СТ /(ЫП).

затрат затрат \ / •

Количество капитальных ремонтов и длительность цикла выбираем исходя из минимизации средних затрат за счет износа: СТ = {СТ ^^ } .

Наличие минимального значения средних затрат и, соответственно, оптимальной стратегии гарантируется двумя обстоятельствами: тем, что затраты положительны, т.е. есть ограничены снизу, и тем, что при очень больших длительностях циклов и количестве капитальных ремонтов затраты на износ начинают возрастать, поскольку износ насоса становится критическим.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Аналитическими и экспериментальными исследованиями обосновано применение коэффициента технического состояния центробежного насоса, равного отношению текущего перепада давления в насосе к паспортному, в качестве показателя износа гидравлической части насоса и обоснован метод определения гидравлического КПД насоса по величине показателя коэффициента технического состояния.

2 Разработан метод оценки технического состояния насосов по текущим значениям напора, подачи и гидравлического КПД, позволяющий разделить потери эффективности за счет износа и несоответствия характеристик насоса и сети. Метод апробирован на 86 объектах ОАО «Татнефть», и получено подтверждение выдвинутым предположениям.

3 Анализ затрат на ремонт насосов различными ремонтными предприятиями показал, что следует выбирать предприятие, обеспечивающее более высокое качество, которое оценивается величиной восстановления гидравлического КПД насоса. Установлено, что по причине снижения гидравлического КПД отремонтированного насоса более чем на 4%, по сравнению с паспортным, становятся невыгодными его последующие ремонты.

4 Теоретически обосновано, что оптимизация процесса закачки жидкости в пласт насосами ЦНС-63 и ЦНС-180 за счет регулирования расхода при помощи выкидной задвижки является экономически необоснованной.

5 Разработан метод определения оптимального числа капитальных ремонтов и длительности межремонтного цикла из условия минимизации удельных затрат на закачку жидкости.

6 Предложен алгоритм минимизации износовых издержек и оптимального межремонтного периода в случае дискретной закачки.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Бикбулатова Г.И. О критериях технического состояния насосов в системе ППД// АлНИ - 2002: материалы научно-технической конференции. Альметьевск: АлНИ, 2003.- С.36-37.

2. Бикбулатова Г.И., Хабибуллина Д.Н. Экономический критерий оценки работоспособности насосов системы ППД// Нефтегазовые и технические технологии: материалы XI Всероссийской научно-практической конференции -Самара, 2003.-С.83.

3. Галеев A.C., Бикбулатова Г.И. Причины низкой эффективности центробежных насосов// Материалы научной сессии по итогам 2003года.-Альметьевск: АГНИ, 2004.-С.29-30.

4. Матвеев Ю.Г., Бикбулатова Г.И. Износовые характеристики центробежных насосов// Материалы научной сессии по итогам 2003года.-Альметьевск: АГНИ,2004.-С.31.

5. Бикбулатова Г.И., Хабибуллина Д.Н. Оценка технического состояния гидравлической части насоса// Северогеотех — 2004: материалы V юбилейной Международной молодежной научной конференции.- Ухта, 2004.-С.52.

6. Галеев A.C., Матвеев Ю.Г.,Бикбулатова Г.И. Износ центробежных насосов// Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: про-

блемы и решения: материалы всероссийской научно-технической конференции. -Уфа: УГНТУ, 2004.- С.27-31.

7. Галеев A.C., Матвеев Ю.Г.,Бикбулатова Г.И.Оценка изнашиваемости центробежных насосов// Материалы межвузовской научно-технической конференции,- Уфа: УГНТУ,2004.-С.18.

8. Галеев А.С..Бикбулатова Г.И. Причины низкой эффективности центробежных насосов// Ученые записки: сб. науч. тр. - Альметьевск: АГНИ,

2004.Г-Т.2.- С.81-86.

9. Бикбулатова Г.И. Вопрос оптимального выбора ремонтного предприятия// Материалы научной сессии по итогам 2004г.- Альметьевск: АГНИ,

2005.-С.74.

10. Галеев A.C., Матвеев Ю.Г., Бикбулатова Г.И. Выбор режима работы насоса// Ученые записки: сб. науч.тр.- Альметьевск: АГНИ, 2004.- Т.З.-

С. 157-160.

11. Галеев A.C., Матвеев Ю.Г., Бикбулатова Г.И. Факторы, влияющие на эффективность насосных агрегатов системы ППД.// Ученые записки: сб. науч.тр.- Альметьевск: АГНИ, 2004.-Т.З.-С.161-179.

12. Сулейманов Р.Н., Галеев A.C., Бикбулатова Г.И. Эффективность работы насосных агрегатов. Уфа: УГНТУ,2004.-109с.

13. Бикбулатова Г.И., Галлеев A.C., Матвеев Ю.Г. Вопросы эффективной эксплуатации высоконапорных насосных агрегатов нефтегазовой отрасли: Учеб. пособие,- Альметьевск: АГНИ,2005.- 107 с.

14. Галеев A.C., Сулейманов Р.Н., Бикбулатова Г.И. К проблеме повышения эффективности работы насосных агрегатов // Технологии ТЭК.- 2005г.-Вып. 2(21).- С.92 -97.

15. Галеев A.C., Сулейманов Р.Н., Бикбулатова Г.И. Оптимизация величины межремонтного периода насосных агрегатов // Технологии ТЭК.-2005г.- Вып. 3(22).- С.60-63.

Подписано в печать 22 11.05 Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Печ. л. 1. Тираж 90 экз. Заказ 192.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, I.

»S 24 521

РНБ Русский фонд

2006-4 25764

Введение.

1. Существующие методы оценки эффективности насосных агрегатов.

1.1. Эффективность эксплуатации насосных агрегатов.

1.2 Факторы, влияющие на техническое состояние гидравлической части центробежного насосного агрегата

1.3 Критерии оценки технического состояния насосных агрегатов.

1.4. Выводы.

2. Методика определения технического состояния гидравлической части насоса.

2.1. Влияние гидравлических потерь на эффективность работы насоса.

2.2. Связь износа с рабочими характеристиками насоса.

2.3. Определение причин снижения коэффициента полезного действия насоса.

2.4. Выводы.

3. Промысловые исследования характеристик высоконапорных насосных агрегатов.

3.1. Методика измерений и расчетов параметров насоса.

3.2. Обследования технического состояния гидравлической части центробежных насосных агрегатов.

3.3. Промысловые исследования износовых характеристик насосных агрегатов.

3.4. Выводы.

4. Оценка эффективности принятия различных решений по изменению состояния насосного агрегата.

4.1. Оценка величины оптимального межремонтного периода высоконапорных насосов при циклической закачке.

4.2. Обоснование выбора ремонтного предприятия по

• соотношению «цена - качество».

4.3. Обоснование выбора оптимального режима эксплуатации насосного агрегата.

4.4. Обоснование числа капитальных ремонтов.

4.5. Выводы.

Актуальность темы.

В последние годы вопросы эффективности использования высоконапорного насосного оборудования системы поддержания пластового давления (ППД) приобретают особую актуальность, поскольку это оборудование является наиболее энергоемким и широко используемым предприятиями при интенсификации добычи нефти.

Определяющим фактором эффективности насосных агрегатов является техническое состояние их гидравлической части. Изнашивание, которому подвержены рабочие органы насоса в процессе закачки воды, вызывает постепенное снижение выходных параметров, в результате чего происходит уменьшение полезной работы насоса и увеличение эксплуатационных расходов.

Одним из реальных путей повышения эффективности эксплуатации высоконапорных насосов является обслуживание по техническому состоянию, позволяющее контролировать происходящие изменения и принимать обоснованные решения по вопросам, связанным с рациональным использованием агрегатов в зависимости от их индивидуальных особенностей и фактического состояния. Практика показывает, что использование такой стратегии обслуживания требует разработки и дальнейшего совершенствования методов оперативной оценки технического состояния.

Цель диссертационной работы - разработка методов оценки фактического состояния высоконапорных насосов и эффективности организационно-технических решений, связанных с восстановлением элементов его гидравлической части.

Основные задачи работы

1 Изучение тенденций изменения напорной и энергетической характеристик насосного агрегата в процессе его эксплуатации.

2 Оценка технического состояния гидравлической части высоконапорных центробежных насосов по текущим параметрам с выявлением причин снижения его напорной и энергетической характеристик.

3 Разработка метода оценки допустимого эффективного количества капитальных ремонтов высоконапорных насосов.

Научная новизна

1 Предложен показатель - коэффициент технического состояния центробежного насоса, равный отношению текущего перепада давления в насосе к паспортному, в качестве характеристики износа гидравлической части насоса, и на его основе разработан метод определения причин снижения гидравлического КПД.

2 Установлено, что применяемый на производстве метод дросселирования для обеспечения работы насоса в режиме максимального КПД приводит к увеличению удельных затрат на закачку жидкости.

3 Обосновано использование показателя восстановления гидравлического КПД насоса в качестве оценки качества его ремонта; и показано, что по

9 причине снижения гидравлического КПД отремонтированного насоса более чем на 4%, по сравнению с паспортным, становятся нецелесообразными его последующие ремонты.

Практическая значимость работы

1. Разработан и апробирован на объектах ОАО «Татнефть» метод определе-• ния технического состояния высоконапорных насосов, на основании которого установлен темп износа гидравлической части ЦНС 180-1422 -0,00062%, ЦНС 63-1400 - 0,00083% на час наработки.

2. Разработано и внедрено в учебный процесс учебное пособие «Вопросы эффективной эксплуатации высоконапорных насосных агрегатов нефтегазовой отрасли».

Апробация работы

Различные положения и результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1 XI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (2003 г., г. Самара);

2 V юбилейной Международной молодежной научной конференции «Се-вергеоэкотех - 2004» (февраль 2004 г., г. Ухта);

3 Научной сессии АГНИ по итогам 2003г. (февраль 2004г., г. Альметьевск);

4 Всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (ноябрь 2004г., г. Уфа);

5 Межвузовской научно-технической конференции (декабрь 2004 г., г. Октябрьск);

6 Всероссийской научно-технической конференции «Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений. Современные методические и технико-технологические решения в области диагностики насосных агрегатов» (декабрь, 2004г., г. Москва);

7 Научной сессии АГНИ по итогам 2004г. ( февраль 2005г., г. Альметьевск).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в том числе 1 учебное пособие, 1 монография, 6 статей, 7 тезисов.

Объём и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения и 4 разделов, включает основные выводы, список литературы, приложение; изложена на 134 страницах компьютерного текста, содержит 14 рисунков, 4 таблицы. Список литературы включает 108 наименований.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Аналитическими и экспериментальными исследованиями обосновано применение коэффициента технического состояния центробежного насоса, равного отношению текущего перепада давления в насосе к паспортному, в качестве показателя износа гидравлической части насоса и обоснован метод определения гидравлического КПД насоса по величине показателя коэффициента технического состояния.

2 Разработан метод оценки технического состояния насосов по текущим значениям напора, подачи и гидравлического КПД, позволяющий разделить потери эффективности за счет износа и несоответствия характеристик насоса и сети. Метод апробирован на 86 объектах ОАО «Татнефть», и получено подтверждение выдвинутым предположениям.

3 Анализ затрат на ремонт насосов различными ремонтными предприятиями показал, что следует выбирать предприятие, обеспечивающее более высокое качество, которое оценивается величиной восстановления гидравлического КПД насоса. Установлено, что по причине снижения гидравлического КПД отремонтированного насоса более чем на 4%, по сравнению с паспортным, становятся невыгодными его последующие ремонты.

4 Теоретически обосновано, что оптимизация процесса закачки жидкости в пласт насосами ЦНС-63 и ЦНС-180 за счет регулирования расхода при помощи выкидной задвижки является экономически необоснованной.

5 Разработан метод определения оптимального числа капитальных ремонтов и длительности межремонтного цикла из условия минимизации удельных затрат на закачку жидкости.

6 Предложен алгоритм минимизации износовых издержек и оптимального межремонтного периода в случае дискретной закачки.

95

1. Авербух Б.А., Калашников Н.В., Кершенбаум Я.М. Ремонт и монтаж бурового и нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие. -М.: Недра, 1976.-368с.

2. Андреев А.А. Снижение расхода электроэнергии на магистральных нефтепроводах//РНТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», №1. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-165с.

3. Абдурашитов С.А. и др. Насосы и компрессоры. М.: Недра, 1974. -294с.

4. Budxram D., Rasek М., Peters R. Упрощенный способ наблюдения за эффективностью насосов //Нефтегазовые технологии. № 6. — 2002.-С.79-82.

5. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. -М.: «Недра».- 1987.-264с.

6. Богатырев А.Г., Лямин А.В., Левин Ю.А., И.Н. Елисеенко. Методика определения КПД центробежных насосов системы поддержания пластового давления // Нефтепромысловое дело. 2004. - №5 - С - 22-25.

7. Берлин М.А. Ремонт и эксплуатация насосов нефтеперерабатывающих заводов. — М.: химия, 1970. — 280с.

8. Богатырев А.Г., Лямин А.В., Богатырева О.А. Определение экономически обоснованных сроков эксплуатации нефтепромыслового оборудования // Нефтепромысловое дело. 2004. - №5. — С. 45 - 46.

9. Большее Л.Н., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. -М.: Наука, 1983.-415с.

10. Борисов Ю.С. Организация ремонта и технического обслуживания оборудования. — М.: Машиностроение.-1978.

11. И. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонтнефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1985. - 391 с.96

12. Быков И.Ю., Цхадая Н.Д. Эксплуатационная надежность и работоспособность буровых машин. Учебное пособие. Ухта:УГТУ, 2004.-196с.

13. Вильнер Я.М. и др. Справочное пособие по гидравлике, гидромашинам и гидроприводам. Минск.: Высшая школа, 1976.- 415с.

14. Володин В.Г., Галюк В.Х, Дворкин В.Ю., Еронен В.И. Усовершенст вование узлов насосных агрегатов НПС // Обзор.информ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.- 88с.

15. Вязунов Е.В. Определение оптимальных характеристик насосных агрегатов магистральных трубопроводов. НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

16. Галлеев А.С., Султанов Б.З, Сулейманов Р.Н., Каминский С.М. К вопросу выбора оптимального времени проведения предупредительного капитального ремонта насосов.//Технологии ТЭК.-2003.-№5.-С.14-16.

17. Галюк В.Х. и др. Совершенствование организации ремонта насосного оборудования в Полоцком управлении нефтепровода «Дружба»// РНТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», № 8. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.

18. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин A.M. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003.-347 с.

19. Гумеров А.Г., Колпаков Л.Г., Бажайкин С.Г., Векштейн М.Г. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр».- 1999.-295с.

20. Гумеров А.Г., Исхаков Р.Г. Актуальные проблемы повышения надежности эксплуатируемых магистральных нефтепроводов//Вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. — Уфа: ИП-ТЭР, 1995.

21. Го ник А. А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры еепредупреждения. М.: Недра.- 1976.97

22. Гоник А.А., Голощапов В.Г., Гранатурова Л.П. Борьба с коррозией центробежных насосов при перекачке промысловых сточных вод.ТНТО,М., ВНИИОЭНГ, 1974.

23. Гусейн-Заде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.К. Математическая статистика в нефтяной и нефтехимической промышленности: Учебное пособие.-М.:МИНХиГП, 1974.-160с.

24. Джанахмедов А.Х., Гумбатов Г.Г., Ахмедов Б.М., Мамедов Г.Ф., Са-дыгова Ш.Б. Расчет и конструирование фонтанных арматур. Баку: Чашыоглы. 1999,236 с.

25. Джанахмедов А.Х. Триботехнические проблемы в нефтегазовом оборудовании. Баку: Элм - 1998, 216 с.

26. Дурнов В.С, Рахмилевич 3.3., Черняк Я.С. Эксплуатация и ремонт компрессоров и насосов: Справочное пособие. — М.: Химия, 1980.-270с.

27. Еронин В.И., Колпаков Л.Г. Напорные характеристики магистральных центробежных насосов с учетом обточки рабочих колес// РНТС.Транспорт ихранение нефти и нефтепродуктов. — 1975.-№ 6.

28. Елисеев Б.М. Расчет деталей центробежных насосов. — М.: Машиностроение, 1975. —207с.

29. Загиров М.М., Юсупов И.Г., Максутов Р.А. Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования. ВНИИОЭНГ, М., 1972.

30. Зайдель А.Н. Ошибки измерения физических величин. Л.: Наука, 1974.

31. Заневский С.С. и др. Условия эксплуатации и способы повышения долговечности насосов при перекачке промысловых сточных вод. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

32. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче. — Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы "Монография"», 2003.-302с.98

33. Канатьев Л.И. Термодинамические особенности работы магистральных насосов//РНТС. Сер. транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. ВНИИОЭНГ. -1982.-Вып.8

34. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М.: Недра, 1981.

35. Карелин В.Я. Износ лопастных гидравлических машин от кавитации. -М., «Машиностроение», 1970.

36. Карташев Л.А. Энергетические затраты в себестоимости транспорта нефти по магистральным нефтепроводам. РНЭС «Экономика нефтяной промышленности», №10.- М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

37. Козырев С.П. Гидроабразивный износ металлов при кавитации. М.: «Машиностроение», 1964.- 140с.

38. Кожаев М.Ф., Шаммасов Н.Х. Ресурс до капитального ремонта насосов ЦНС 150-100, установленных на кустовых насосных станциях. НТС, «Машины и нефтяное оборудование», М., ВНИИОЭНГ, 1971, №8.

39. Kollacot R.A. Диагностирование механического оборудования. — Л.: Судостроение, 1980.

40. Колосов Б.В. Определение параметров высоконапорных насосов в рабочих условиях.// РНТС Машины и нефтяное оборудование. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- № 11, с.12-14.

41. Колосов Б.В., Сулейманов Р.Н., Котович А.А. К вопросу определения гидравлического КПД центробежных насосных агрегатов системы поддержания пластового давления // Нефтепромысловое дело. № 10. -2001. — с.15 — 18.

42. Колпаков Л.Г., Гоник А.А., Голощапов В.Г., Володин В.Г. Долговечность деталей нефтепромысловых центробежных насосов. НТС «Машины и нефтяное оборудование», М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

43. Колпаков Л.Г., Еронен В.И. и др. Вопросы эксплуатации центробежных насосов магистральных трубопроводов при перекачке нефти и нефтепродуктов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

44. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов.- М.:Недра,1985.-184с.

45. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1984.-83с.

46. Крагельский И.В., Алисин В.В. и др. Трение, изнашивание и смазка: Справочник. В 2-х кн. М.: Машиностроение, 1978.- 440с.

47. Крагельский И.В., Алисин В.В. Расчетный метод оценки трения и износа — эффективный путь повышения надежности и долговечности машин. -М.: «Знание», 1976.- 55с.

48. Кривченко Г.И. Насосы и гидротурбины. М.: «Энергия», 1970. - 48с.

49. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация.Методика написания, правила оформления и порядок защиты.Практическое пособие для аспирантов и соискателей ученой степени. М.: «Ось-89»,2001.-224с.

50. Кузьменков П.Г. Эксплуатация машин и оборудования для бурения скважин: Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002.-207с.

51. Лазарев Г.Е. Износостойкость материалов при трении в коррозионно-активных средах// Химическое и нефтяное машиностроение. -№ 7.1974. С.38-39.

52. Липович Р.Н., Низамов К.Р., Гоник А.А. Определение растворенного кислорода в девонских сточных водах. НТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности», 1971.

53. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. М.: Ленинград, 1966,362с.

54. Литвинов В.М. Повышение надежности нефтепромысловых насосов. -М.: Недра, 1978.- 78с.

55. Мальцев А.Г. и др. Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования. НТС №6, 1974.

56. Марцинковский В.А. Гидродинамика и прочность центробежных насосов. М.: «Машиностроение», 1970. — 272с.

57. Миронов Е.А. Закачка промысловых и сточных вод в продуктивные и поглощающие горизонты. -М.: Недра, 1971.

58. Михлин В.М. Прогнозирование технического состояния машин. М.: Колос, 1976.

59. Методика определения КПД насосных агрегатов магистральных нефтепроводов.// РД 39-0147103-307-85, Миннефтепром СССР, утвержден 14 декабря 1985г. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.-36с.

60. Методика определения оптимального межремонтного периода насосов КНС в системах ППД на месторождениях Западной Сибири. -Тюмень: СибНИИНП, 1980.

61. Михайлов А.К. и др. Лопастные насосы. — М.: Машиностроение, 1977.- 288с.

62. Мкртычан Я.С. Новые разработки по повышению надежности и долговечности промысловых насосов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984.- 62с.

63. Молчанов А.Г., Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. -М.: «Недра», 1976.- 328 с.

64. Набалданов В.Л., Волкова И.И. Надежность бурового и нефтепромыслового оборудования: Учебное пособие. Ухта: УИИД993. - 89с.

65. Методика проведения технического аудита центробежных секционных насосных агрегатов.

66. Налимов С.М. и др. К вопросу о прогнозировании скорости коррозии металлоконструкций, эксплуатируемых в пресных водах. -М.: Труды координационного совещания по гидротехнике, 1970. вып.55

67. Низамов К.Р., Липович Р.Н., Гоник А.А. Подготовка сточных вод, содержащих соли железа, для заводнения продуктивных пластов. РНТС «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

68. Низамов К.Р. Некоторые кинетические закономерности коррозии стали в сточной воде девонских месторождений. РНТС «Коррозия и защита в нефтегазодобывающей промышленности». М., ВНИИОЭНГ, 1972. №2.

69. Петросянц А.А., Новиков Л.А., Гарзанов Е.Г., Чернобыльский А.Г. Оценка износа деталей нефтепромысловых машин. М.: «Недра», 1972.

70. Попов Г.А. Ремонт насосов и двигателей насосных станций. М.: Колос, 1970.-253с.

71. Положение о проведении планово-предупредительного ремонта на предприятиях водоводно-канализационного хозяйства. — М.: ЦБНТИ Минбыта РСФСР, 1990.-60с.

72. Проников А.С. Надежность машин. — М.: Машиностроение, 1978.

73. Протасов В.Н. Повышение надежности центробежных насосов для закачки воды в пласт. М., ВНИИОЭНГ, 1978.

74. Рабинович Е.З. Гидравлика: Учебное пособие для вузов. — М.: Недра, 1980.- 278с.

75. Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования. М.: Недра, 1975. - 304с.

76. Рахмилевич 3.3., Розенштейн И.Е. Диагнотика состояния насосно-компрессорных машин для установления их оптимальных межремонтных периодов. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

77. Рахмилевич 3.3. Испытания и эксплуатация энерготехнологического оборудования . -М.: Химия, 1981.

78. Рогачев В.В., Флоринский М.М. Насосы и насосные станции. М.: Колос 1975.

79. Саакиян JI.C., Ефремов А.П., Соболева И.А. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. -М.: Недра, 1985.-52с.

80. Сбор, подготовка и транспорт нефти и воды. Труды ВНИИСПТнефть, вып.ХУ11,-Уфа, 1976.

81. Семидуберский М.С. Насосы, компрессоры, вентиляторы. М.: Высшая школа, 1974. - 1974.- 232с.

82. Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности. -М., ВНИОЭНГ, 1982.

83. Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования. Стандарт ОАО «Лукойл», М., СТП-01-008-98.

84. Соколинский Л.И., Тихвинский А.Н., Якубович В.А. Применение методов вибродиагностики перспективное направление эксплуатационного контроля нагнетательных установок. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1982.

85. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений./ Под ред.Гиматудинова Ш.К./ Адрианов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. М.: Недра, 1983.-455с.

86. Справочник по надежности: пер.с англ. в 3-х томах. /Под ред.Б.Р.Левина. -М.: Мир, 1969.-339с.(Том 1); 304с. (Том 2); 376с. (Том 3).

87. Сулейманов Р.Н., Филимонов О.В., Галеева Ф.Ф., Рязанцев А.О. Виброакустическая диагностика насосных агрегатов. —УГНТУ, 2002.

88. Сулейманов Р.Н., Галеев А.С., Бикбулатова Г.И. Эффективность работы насосных агрегатов. Уфа, 2004. - 100с.

89. Старосельский А.А., Гаркунов Д.Н. Долговечность тущихся деталей машин.-М.: «Машностроение», 1967. —390с.

90. Таркунов Д.Н. Триботехника. М.: Машиностроение, 1989.103

91. Турк В.И. Насосы и насосные станции. М.: Стройиздат, 1961.-334с.

92. Турк В.И., Минаев А.В., Карелин В.Я. Насосы и насосные станции. -М.: Стройиздат, 1977.-296с.

93. Федоров Б.Ф. и др. Сборка машин в тяжелом машиностроении. — М.: «Машиностроение», 1971.-310с.

94. Хушпулян М.М. Современные высокоэффективные насосы, применяемые в нефтяной промышленности за рубежом. — М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

95. Чачин Э.И. Методы технической диагностики центробежных насосов системы пластового давления. — М.,: ВНИИОЭНГ, 1986.

96. Черняк С.Я, Дуров B.C. Ремонтные работы на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях. — М.: Химия, 1975.- 262с.

97. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергия, 1977.-418с.

98. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович A.M. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: Учебное пособие для вузов. -М.: Недра, 1987. 442с.

99. Орлов П.И. Основы конструирования. Справочно-методическое пособие в 3-х книгах. М.: Машиностроение, 1977.

100. ЮО.Хангильдин Методы повышения технического уровня, надежности и качества блочного насосно-энергетического оборудования // Материалы совещания специалистов нефтегазодобывающих объединений.-1991.

101. ЮЫПирман А.Р., Соловьев А.Б. Практическая вибродиагностика и мониторинг состояния механического оборудования. Москва, 1996.-276с.

102. Ю2.Шаммасов Н.Х., Кожаев М.Ф., Смагина Л.А., Минигазимов М.Г. Исследование скорости изменения зазоров в межступенчатых уплотнениях насоса 5МС 7x10. Труды ТатНИПИнефть, вып. XXI, 1972.

103. ЮЗ.Шаммасов Н. X., Шаммасов Н-к X. Повышение работоспособности насосов и запорной арматуры системы заводнения. — М., ВНИИОЭНГ, 1977.

104. Шаммасов Н.Х., Тимонин Ю.И. Изучение снижения подачи насоса типа 150-150 при закачке агрессивной воды. РНТС «Машины и нефтяное оборудование», М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

105. Яременко О.В. Испытания насосов. Справочное пособие. М.: Машиностроение, 1976.- 225 с.

106. Юб.Ястребов П.И. и др. Повышение эффективности и долговечности насосов систем поддержания пластового давления объединения «Татнефть». М.,: ВНИИОЭНГ, 1971.- 63с.

107. Якубович В.А. повышение эксплуатационной надежности нефтегазо-промыслового энергомеханического оборудования. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.

108. РД «Методика измерения гидравлического к.п.д. насосов системы поддержания пластового давления», ОАО «Татнефть».