Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти

Диссертация: Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Анализ промысловых данных об отказах оборудования УЭЦНМ показал, что существенно выросло количество отказов в скважинном оборудовании, приводящих к авариям типа «полет», заключающихся в обрыве колонны насосно-компрессорныз труб (нкт), в насосном агрегате и падении насосного оборудования на забой скважины. В настоящее время на ликвидацию таких аварий затрачиваются сотни миллионов рублей, поиск… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ РАБОТЫ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
    • 1. 1. Анализ фонда скважин по способам добычи
    • 1. 2. Состояние научных представлений о надежности УЭЦН. Анализ оборудования УЭЦН по методике ОКБ БН
    • 1. 3. Анализ отказов УЭЦН
    • 1. 4. Исследования в области влияния газа и водонефтяных смесей на вибрационные параметры погружных центробежных электронасосов
    • 1. 5. Выводы по первому разделу
  • 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 2. 1. Анализ работ по исследуемой проблеме. Оценка технического состояния нефтепромыслового оборудования вибрационными методами
    • 2. 2. Краткий обзор. Колебания как источник вибрации
    • 2. 3. Экспериментальные исследования на лабораторном стенде
    • 2. 4. Описание лабораторного испытательного стенда
      • 2. 4. 1. Измерительные приборы
      • 2. 4. 2. Погрешности измерения параметров на лабораторном испытательном стенде
    • 2. 5. Методика проведения эксперимента
    • 2. 6. Результаты экспериментальных исследований
    • 2. 7. Выводы по второму разделу
  • 3. ХАОТИЧЕСКАЯ ДИНАМИКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА
    • 3. 1. Введение в теорию хаотической динамики
    • 3. 2. Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах, как результат хаотической динамики
    • 3. 3. Снижение вибрации в погружных центробежных электронасосах
    • 3. 4. Выводы по третьему разделу
  • 4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
    • 4. 1. Применение вибродиагностики погружных центробежных электронасосов
      • 4. 1. 1. Типовое стендовое оборудование испытания насосных агрегатов
      • 4. 1. 2. Применение вибродиагностики при стендовых испытаниях
      • 4. 1. 3. Вибродиагностика погружных электродвигателей
      • 4. 1. 4. Методика определения экономической эффективности и выходного контроля на ремонтных предприятиях
    • 4. 2. Устройства для предотвращения падения насосных агрегатов на забой скважины
    • 4. 3. Модуль-головка с противополетным устройством
    • 4. 4. Определение эффективности использования модуля-головки с противополетным устройством
    • 4. 5. Выводы по четвертому разделу

Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Цель работы.

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

Задачи исследований.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ.

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

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

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

Исследованиями установлено:

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

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

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

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

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

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

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

179 сти нефтедобычи.

Разработано и испытано противополетное устройство (патент 1Ш 2 129 226) на Куд ринском месторождении (ОАО НК «ЮКОС»). Экономический эффект от применения даннО' го противополетного устройства составит 330 964 рубля на скважину.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.Н. Анализ состояния нефтедобычи в Российской Федерации с учётом показателей 1992. ГАНГ им. И. М. Губкина.-М., Нефтепромысловое дело, 1994, № 1, С. 2−9.
  2. В.М. Состояние нефтедобычи в бывшем СССР.-М., Нефтепромысловое дело, 1993, № 5, С.1−5.
  3. В.Н. Надёжность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. Обзор ЦИНТИ химнефтемаша. Сер. ХМ-6.- М.: ЦИНТИ химнефтемаш, 1983.-52 с.
  4. Р. Х. Габдулин Т.Г. Перспективы исследования механизированных скважин.- Нефтяное хозяйство, 1991, № 7, С. 25−29.
  5. Надёжность и диагностирование технологического оборудования / Под ред. К. В. Фролова.- М: Наука, 1987.- 230 с.
  6. A.B. Опыт исследования скважин оборудованных ЭЦН.-Нефтяное хозяйство, 1981, № 3, С.31−34.
  7. ГОСТ 27 002–83 Надёжность в технике. Термины и определения.- Взамен ГОСТ 13 377–75- Введ. с 01.07.84, М.: Изд-во стандартов 1983.- 30 с.
  8. ГОСТ 27 103–83. Критерии отказов и предельных состояний.- Введ. с 01.07.87.- М.: Изд-во стандартов, 1983.- 5 с.
  9. И.А. Техническая диагностика.- М.: Машиностроение, 1975.- 240 с.
  10. Ю.Кубарев А. Н. Надёжность в машиностроении.- М.: Издательство стандартов, 1989, — 224 с.
  11. П.Костяшин В. Р. Техническое диагностирование оборудования глубиннонасосных нефтяных скважин. Нефтяное дело, 1985, № 9, С.48−53.181
  12. P.A. Диагностирование механического оборудования.- JL: Судостроение, 1977.-134 с.
  13. P.A., Алиев И. М. Диагностика состояния УЭЦН. -М., Нефтепромысловое дело, 1989, № 10, С. 38−41.
  14. В.И. Промысловые испытания УЭЦН с газосепараторами.- Нефтяное хозяйство, 1988, № 10, С.62−65.
  15. В.В. Анализ механизированного способа добычи нефти на Салымском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1984, № 6, С.43−46.
  16. JI.C., Семенов A.B., Разгоняев Н. Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами.- М.: Недра, 1994.- 190 с.
  17. Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО АО «Юганскнефтегаз». Химическое и нефтегазовое машиностроение № 3, 1998, С. 17−20.
  18. Е.И. Ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие.- Уфа.: Уфимский нефтяной институт, 1986.- 85 с.
  19. В.И. Использование ЭЦН при наличии свободного газа на приёме. -Нефтяное хозяйство, 1989, № 7, С. 43−47.
  20. JI.C., Ражетдинов У. З. Введение в технологию и технику нефтедобычи.-Уфа: ПКФ «Конкорд-инвест», 1995.- 236 с.
  21. Ф.Г. и др. Устройство для плавного изменения производительности глубиннонасосной установки.- Нефтяное хозяйство, 1991, № 7, С.39−41.182
  22. П.Д. и др. Работа погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях. Нефтяное дело и транспорт нефти, 1985, № 2, С.11−14.
  23. А.А. Погружные центробежные электронасосы фирмы «Ойл Дайнамикс». -М., Нефтепромысловое дело, 1993, № 2, С. 1−10.
  24. А.А. Современные конструкции, производство и эксплуатация центробежных электронасосов фирмы «РЭДА ПАМП». -М., Нефтепромысловое дело, 1993, № 3, С. 1−12
  25. А.А. Современные конструкции погружных центробежных электронасосов фирмы «Центрилифт». -М., Нефтепромысловое дело, 1993, № 4, С. 1−9.
  26. Grande С.М., Patterson M. Device protects ESPs from lightning strikes, other anomalies.//World Oil.- 1992, IV, — vol. 213, № 4.- P.55- 57.
  27. Lea J.F., Winkler H.W. What’s new in artificial lift.//World oil. 1992 .IV-Vol.213, № 4.- P.41- 44 .
  28. Ditman W.J., Marino A.W., Jones K.L. ESPs add production capacity to deep, hot, and gassy. California wells.// Oil and Gas J.- 1992,24/VIII.- vol.90,№ 34, — P.47- 50.
  29. ЗО.Чароков В Л. и др. Энергетические показатели режимов работы электрооборудования УЭЦН и способы их улучнения, С. 43−45.
  30. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/ Под. ред. Е. И. Бухаленко.- 2-е изд.-М.: Недра, 1990.-559 с.
  31. Вибрация в технике. Спр. в 6 т. Т. З. Колебания машин, конструкции их элементов. Под ред. Ф. М. Диментберга, К. С. Колесникова, — М.: Машиностроение. 1980.-544 с.183
  32. В.М. и др. Использование вибродиагностики для повышения надёжности эксплуатации центробежных насосов. М.: Недра, 1988.- 50 с.
  33. ГОСТ 20 911–75. Техническая диагностика. Основные термины и определения.-Введ. с 01.07.1976.- М.: Изд-во стандартов, 1976.- 14 с.
  34. ГОСТ 25 865–83 Вибрация. Средства измерения вибрации с пьезоэлектрическими виброизмерительными преобразователями. Основные параметры и технические требования.- М.: Изд-во стандартов, 1976.- 24 с.
  35. И.М. К методике исследования акустических колебаний погружных центробежных электронасосов.- Материалы респ.научн.конференции аспирантов Баку, АзНИПИнефть, 1982, С. 46−49.
  36. Durham М.О. Effect of vibration on ESP failures// J. Of Petrol Technol.-1990.- vol.42, № 2.- P. 186−190.184
  37. Разработка комплекса мероприятий по повышению надёжности отремонтированного оборудования ЭЦН и ШСН на месторождениях Западной Сибири. Отчёт по х/д теме за 1986 год. Тюмень, 1986.-78 с.
  38. Разработка стендового оборудования для ремонта и испытания ЭЦН с целью обеспечения единой технологии входного и выходного контроля в системе Главтюменнефтегаза. Отчёт по х/д теме за 1987 г. Тюмень, 1987. 79 с.
  39. Разработка стендового оборудования для ремонта и испытания ЭЦН с целью обеспечения единой технологии входного и выходного контроля в системе Главтюменнефтегаза. Отчёт по НИР. Тюмень, ТюмИИ, 1988. 80 с.
  40. Разработка стендового оборудования для ремонта и испытания ЭЦН с целью обеспечения единой технологии входного и выходного контроля в системе Главтюменнефтегаза. Отчёт по НИР. Тюмень, ТюмИИ, 1989. 56 с.
  41. В.Ф., Петрухин В. В., Васильев С. Ф. и др. Стенд для обкатки и испытания погружных электродвигателей. Информ. листок № 148−91,Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.
  42. В.Ф., Корнилов В. В., Петрухин В. В. и др. Стенд для обкатки и испытания погружных электронасосов для добычи нефти. Информ. листок № 14 991, Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.
  43. В.В., Корнилов В. В., Сергиенко В. П. Применение вибродиагностики погружных электродвигателей ПЭД в НЦБПО НПО г. Нефтеюганска. «Вопросы185бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Деп.сборник. М. ВИНИТИ, 1991, С. 91.
  44. В.В., Харченко В.В» Внедрение метода вибродиагностики ПЭД в НЦБПО НПО". Нефтеюганск, 1995.- 32 с.
  45. Функции и применение системы «Master Trend». Програмное обеспечение CSI для обслуживания оборудования оборудования по фактическому состоянию, Каталог CSI «Master Trend».- 73 с.
  46. Приборы и системы для измерения вибрации, шума и удара: Справочник под ред. В. В. Клюева.- М.: Машиностроение, 1978.- 231 с.
  47. В.А., Кадымова К. С., Рамазанова P.A. и др. К определению параметров надежности электропогружных насосов. Химическое и нефтяное машиностроение № 3, 1998.- С. 9−13.
  48. P.A., Алиев И. М., Богданов A.A. Экспериментальное исследование вибрации погружных центробежных электронасосов. Институт кибернетики АН АзССР. 1986.-93С.186
  49. Р.А. и др. Экспериментальное исследование вибрации погружных электродвигателей. Машины и нефтяное оборудование, 1985, № 1.- С. 19−23.
  50. И.В. и др. Передвижная вибродиагностическая лаборатория для нефтеперекачивающих станций.- Нефтяное хозяйство, 1991, № 8, С. 32−36.
  51. И.С. и др. Термоманометрическая система контроля работы УЭЦН. -Нефтяное хозяйство, 1986, № 3, С. 43−46.
  52. Д.А., Ахмедов С. С. Применение акустического поля на приёме погружного центробежного электронасоса.- Нефтяное хозяйство, 1992, № 9, С. 31−33.
  53. А.И. Ремонт и прокат установок ЭЦН.- Нефтяное хозяйство, 1982, № 3 С. 50−53.
  54. Патент Р.Ф. RU2140573, МКИ 6 °F 04 В 51/00. Стенд для динамических испытаний насосов / В. Ф. Бочарников, В. В. Петрухин, (Россия).- Заявлено 13.05.97- Опубл. 27.10.99. Бюл. № 30.-3 с.
  55. В.В., Бочарников В. Ф. Стенд для испытания ступеней ЭЦН. «Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири». Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень, 1994, С.91−94.
  56. Янг С., Эллисон А. Измерение шума машин: Пер. с англ.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 144 с.
  57. М.М., Клейман Л. И., Перчанок Б. Х. Устранение вибрации электрических машин.- Д.: Энергия, 1979.- 200 с.
  58. В.А., Онищенко В. Я. Защита от вибрации в машиностроении.- М.: Машиностроение, 1990.- 272 с.
  59. К.И., Явленский А. К. Вибродиагностика и прогнозирование качества механических систем.- JL: Машиностроение, 1983.- 239 с.
  60. М.М., Мусаэлянц Р. Н., Хасаев P.M. и др. Борьба с шумом и вибрацией в нефтяной промышленности.- М.: Недра, 1982.- 223 с.
  61. С.М., Логвинец A.C. Защита от вибрации и шума в строительстве: Справочник.- К.: Будивэльнык 1990.- 184 с.
  62. В.Г., Скорин М. М. Борьба с шумом и вибрацией на геологоразведочных работах,— М.: Недра, 1987.- 55 с.
  63. М.М., Вечхайзер Л. И. Шум и вибрация в нефтяной промышленности: Справочное пособие.- М.: Недра, 1990.- 160 с.
  64. E.H. Виброчастотный сигнализатор подачи продукции скважины.- Нефтяное хозяйство, 1987, № 7, С. 38−42.
  65. A.M. Электрические измерения неэлектрических величин.- М.: Госэнергоиздат, 1954.-234 с.
  66. Л.Г. Погрешности контрольно-измерительных приборов и датчиков.- М.: Машгиз, 1961.-198 с.188
  67. В.А. Спектральная вибродиагностика. Выпуск первый, Пермь, фирма «Вибро-Центр», 1996, 175 с.
  68. Патент Р.Ф. RU2136971, МКИ 6 °F 04D 13/10, Погружной центробежный насосный агрегат / В. В. Петрухин, В. Ф. Бочарников (Россия).- Заявлено 13.05.97- Опубл. 10.09.99. Бюл. № 25.- 3 с.
  69. A.B., Заикин Н. В., Петрухин В. В. Разработка нестандартизированных узлов УЭЦН. Новые технологии нефтегазовому региону: Тезисы докладов.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998, — С. 109−110.
  70. Zaslavsky G.M. The simplest Case of a Stranger Attractor. Phys. Lett. 1978, v.69, № 3.-P. 145−147.
  71. Мун Ф. Хаотические колебания. M.: Мир, 1990.- 312 с.
  72. Г. Детерминированный хаос. М.: Мир, 1998.-228 с.
  73. Ю.В., Бочарников В. Ф., Петрухин В. В. Вибрационные колебания в погружных центробежных электронасосах, как результат хаотической динамики. Тюмень, ТюмГНГУ, Известия вузов. Нефть и газ, 1999, № 3, 63−68 с.
  74. Ю.В., Бочарников В. Ф., Петрухин В. В. Снижение вибрации в погружных центробежных электронасосах, вызванной хаотической динамикой. Тюмень, ТюмГНГУ, Известия вузов. Нефть и газ, 1999, № 5, 41−45 с.
  75. ГОСТ 6134–71. Насосы динамические. Методы испытания. М.: Издательство стандартов, 1986.- 55 с.189
  76. О.В. Испытание насосов. Справочное пособие.- М.% Машиностроение, 1976, — 225 с.
  77. А.Э. Испытание насосных установок.- М.: Недра, 1967.-182 с.
  78. О.Д. и др. Автоматизация контроля параметров и диагностика асинхронных двигателей.- М.: Энергоатомиздат, 1991.- 160 с.
  79. Н.Ф., Кузнецов Н. Л. Испытания и надёжность электрических машин: Учебн. пособие для вузов по спец."Электромеханика".- М.: Высш.шк., 1988.- 232 с.
  80. В.Ф. Влияние качества ремонта на показатели надёжности электроцентробежных насосов для добычи нефти «Нефть и газ Западной Сибири» Тез. докл. областной н-т конференции.- Тюмень, 1987, С. 65.
  81. В.Ф., Петрухин В. В. Вибродиагностика погружных электродвигателей серии ПЭД при стендовых испытаниях. Межвуз. сборник научных трудов. Тюмень, 1990, С.106−111.
  82. В.В., Корнилов В. В., Бочарников В. Ф. Устройство для закрепления вибродатчиков при стендовых испытаниях погружных электродвигателей ПЭД. Информ. листок № 162−91. Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.
  83. П. Оценка точности результатов измерений: Пер. с нем.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 88 с.190
  84. В.В., Корнилов В. В., Бочарников В. Ф. Измерительная головка для контроля вибрации погружных электродвигателей при стендовых испытаниях. Информ. листок № 160−91. Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.
  85. JI.C., Каплан A.JI. Устройство для фиксации оборудования скважин. A.c. № 1 142 618А, F21B 2321 В 23/1. Бюл. № 8, 1985, — 3 с.
  86. Каплан J1.C. Совершенствование ремонта и эксплуатации установок электроцентробежных насосов. М: ВНИИОЭНГ, серия «Машины и нефтяное оборудование», выпуск 2, 1983, — 41 с.
  87. А.Ф. и др. Скважинный якорь. A.c. № 1 479 612 AI, Е21, В23/0. Бюл. № 18, 1989, — 3 с.
  88. Патент Р.Ф. RU2129296, МКИ 6 °F 04D 13/10. Погружной центробежный насосный агрегат/В.В. Петрухин, В. Ф. Бочарников (Россия).- Заявлено 13.03.97- Опубл. 20.04.99. Бюл. № 11,-2 с.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!