Исследование и разработка технических и технологических решений повышения производительности работы нефтяных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Петрухин, Сергей Владимирович

• Петрухин, Сергей Владимирович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Петрухин, Сергей Владимирович

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА

1.1. Обзор особенностей эксплуатации ЭЦН

1.2. Обзор методик по определению надежности УЭЦН

1.3. Анализ неисправностей и отказов УЭЦН

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Анализ научных работ по исследуемой проблеме

2.2. Сведения о вибрации оборудования

2.3. Экспериментальные исследования на лабораторном испытательном стенде

2.4. Лабораторный испытательный стенд

2.4.1. Измерительные приборы лабораторного стенда

2.4.2. Погрешности измерений стенда

2.5. Методика и последовательность проведения эксперимента

2.6. Результаты лабораторных исследований

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

3. МЕХАНИЗМ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПОВЫШЕННОЙ ВИБРАЦИИ В ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСАХ С ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

4.1. Выходной контроль и диагностика погружного оборудования

4.2. Конструктивные решения, снижающие вибрацию насосных агрегатов.

4.3. Конструктивные решения, снижающие радиальную вибрацию

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технических и технологических решений повышения производительности работы нефтяных скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В настоящее время показатели объемов добычи нефти в Российской Федерации и странах мира характеризуются постепенным снижением добычи. Данная тенденция появилась в конце 80-х годов. Так, в Российской Федерации в 1992 году было добыто 383 миллионов тонн нефти. К настоящему времени тенденция к снижению сохраняется.

Падение годовой добычи нефти по различным причинам является характерным для 12 из 16 стран, входивших в течение тридцати лет в число лидирующих по нефтедобыче. В течение некоторого периода в мире наблюдалась некоторое постоянство у лидирующих нефтяных компаний, которое сменилось падением добычи, за исключением Китая, где сохраняется небольшое стабильное повышение объема нефтедобычи. Максимум мировой добычи нефти наблюдался в 1979 году.

В 1997-2002 годах некоторым нефтедобывающим компаниям удалось увеличить и стабилизировать объем добычи. Тем не менее, сохраняется общее понижение добычи - например, в России за первые шесть месяцев 1999 года было добыто 143 млн. тонн нефти и газоконденсата - это на 9,3 % меньше добытого за первые шесть месяцев 1998 года.

Утвержденная Правительством РФ в 2003 г. новая Энергетическая стратегия России на перспективу до 2020 г. определила долгосрочные ориентиры развития нефтегазового комплекса страны, дав четкий анализ ситуации, использовав комплексный и обоснованный подход к постановке ближайших и перспективных задач, признавая при этом определяющую роль ТЭК в экономике страны и приветствуя активный рост нефтедобычи при условии рационального недропользования.

В обзорных материалах приведены различные причины продолжающегося падения нефтедобычи, некоторые из них являются достаточно противоречивыми.

В советское время основными регионами нефтедобычи являлись Кавказ, Волго-Урал и Западная Сибирь [1]. В период до конца 1980-х годов объемы добычи нефти постоянно росли, так как при начале освоения месторождений новых регионов уровень добычи нефти в предыдущем лидирующем регионе оставался высоким. За последние 15-20 лет указанного периода прирост нефтедобычи обеспечивался в основном за счет месторождений Западной Сибири.

В настоящее время средний показатель выработки месторождений в стране составляет 45 %. Как следствие, ухудшается сырьевая база, в особенности это касается крупных месторождений, находящихся в длительной разработке. Например, выработка по Самотлорскому месторождению составляет 63 %, по Ромашкинскому - 85 %, Мамонтовскому - 74 %. Доля месторождений с выработкой свыше 80 % составляет более 25 % запасов, находящихся в разработке нефтяными компаниями страны.

Согласно данным Министерства энергетики РФ известные на данный момент запасы нефти при сохраняющихся темпах добычи будут полностью выработаны к 2040 г. Около 14% запасов являются тяжелыми и высоковязкими нефтями, 19% располагаются в подгазовых зонах нефтегазовых залежей. Доля активных нефтяных запасов у большинства нефтедобывающих компаний составляет порядка 45%, и этот показатель имеет тенденцию к снижению. Свыше половины неосвоенных запасов находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, существенная часть — в арктических широтах. Их освоение и разработка невозможны без обеспечения транспортными коммуникациями. Запасы перспективных дальневосточных нефтегазоносных провинций, а также севера Европы и Восточной Сибири существенно меньше, чем западносибирские.

В период 1994 г. - настоящее время коэффициент восполняемости составляет 81,6 % (при добыче 2489,3 млн. т прирост запасов нефти и нестабильного конденсата до 2001 г. - 2030,1 млн. т).

Снизились запасы уникальных и крупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1,4 %) и 6553,78 млн. т (на 24,3 %) по отношению к 1994 г. В то же время число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.

Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а с дебитами до 10 т/сут - 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию на начало 2008 г. число неработающих скважин около 33 тыс., т.е. 24,6 % добывающего фонда скважин.

В сложившейся ситуации, новая Энергетическая стратегия России сформулировала стратегические цели и основные задачи в развитии нефтегазового комплекса.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т к 2020 г.

Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются: обеспечение добычи; последовательное увеличение объемов добычи без его снижения, обеспечение стабильного объема добычи на возможно длительное время; учитывая потребности и интересы последующих будущих поколений.

Добыча нефти будет осуществляться и развиваться в России в известных нефтедобывающих регионах, а также в новых нефтегазоносных районах на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, на юге России и Европейском Севере.

Главным добывающим регионом и нефтяной базой остается Западная Сибирь, в котором добычу нефти необходимо увеличить, и довести к 2020 г. До 290-315 млн. т.

Такие объемы добычи и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании технологии бурения, методов воздействия на пласт, увеличении степени извлечения углеводородов из недр и внедрении других прогрессивных технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти.

Лидирующее положение в добыче нефти и газа по России занимает Тюменская область на территории которой промышленная добыча ведется с 1964 года, максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1988 году и составил 408,6 млн. тонн. На Западную Сибирь, по прогнозам, приходится около 52% неразведанных ресурсов углеводородов страны.

Развитие технологии нефтедобычи напрямую зависит от качества и степени совершенствования оборудования для добычи, а также оптимальности его выбора и правильности эксплуатации.

Нефтедобыча с помощью погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) является наиболее массовым способом добычи (2-е место в стране и доминирующее в регионе) - установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) добывается более 60 % годового объема добычи нефти в стране.

В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль имеет особенность снижения объемов нефтедобычи из месторождений эксплуатируемых долгие годы, увеличения числа сложных для разработки нефтяных залежей, и увеличения числа малодебитных и среднедебитных скважин.

На месторождениях Западной Сибири около 95% фонда скважин эксплуатируется насосным способом. Основная часть насосного фонда представлена установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства (68,9 %).

На поздних стадиях разработки решающее для эффективности эксплуатации скважины значение приобретают термобарические условия пласта, определяющие фазовый состав извлекаемой из скважины жидкости. Вследствие обводненности скважины, высокого газосодержания, большого числа механических примесей повышается влияние случайных сил на спущенную в скважину установку насоса. Известно, что одним из таких воздействий является вибрация. Она может послужить причиной отказа погружного оборудования, что приведет к необходимости подъема его из скважины и ремонта, что, в итоге, препятствует эффективности эксплуатации скважин, снижая количество добываемой жидкости за время эксплуатации.

Интенсивный отбор жидкости из скважины требует увеличения подводимой к насосному агрегату мощности для увеличения подачи. Эффективным инструментом увеличения мощности (и, соответственно, подачи) в насосных установках с частотно-регулируемым приводом является увеличение частоты вращения вала, что обеспечивается увеличением частоты питающего напряжения.

Регулирование частоты питающего напряжения в таких установках изменяет напорно-расходную характеристику насоса в широком диапазоне, что обеспечивает подбор оптимального режима эксплуатации системы «насос-скважина-пласт» .

Экспериментальные исследования показывают сильное нарастание вибрации при увеличении мощности, в связи с чем вибрация может стать одной из главных причин отказа насосной установки. Необходимость остановки и ремонта погружного оборудования снижает эффективность разработки. В связи с этим актуальной является разработка методов улучшения технологических показателей работы насоса и всей установки в целом при интенсивных отборах жидкости и, соответственно, увеличении подачи с помощью установок ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.

Более двадцати лет в стране серийно выпускаются установки погружных центробежных электронасосов модульной конструкции (УЭЦНМ), которые в настоящее время являются основными для добывающих предприятий, но установки электронасосов обычной конструкции (УЭЦН) продолжают использоваться на некоторых предприятиях. Изучение статистических

данных об отказах погружного модульного оборудования показало, что появились новые виды отказов погружного оборудования, приводящего к авариям типа «полет», заключающихся в самопроизвольном расчленении погружного оборудования, обрывах по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), и падении на забой скважины. На ликвидацию таких аварий затрачиваются сотни миллионов рублей, при этом снижается эффективность добычи, поэтому сокращение числа аварий является актуальной задачей. Исследования показали, что более высокая вибрация модульного погружного оборудования является причиной таких аварий.

В настоящее время на промыслы поступает современное высокоэффективное оборудование на базе станций управления (СУ) с частотным регулированием. На это оборудование возлагались большие надежды, в том числе, что увеличение парка такого оборудования снизит количество отказов. Практика эксплуатации показала резкое увеличение вибрации погружной насосной установки в некотором диапазоне частот, что приводит к «полетам». Механизм этого явления не найден, проблема не решена до настоящего времени.

Всегда считалось что вибрация работающей машины полностью определяется ее техническим состоянием, это позволяет использовать полученные при диагностике данные для оценки качества изготовления и сборки машины, а также выявлять причины повышения вибрации.

Этим проблемам посвящены исследования отечественных ученых, работавших в области повышения надежности погружного оборудования Л.С.Каплана, А.А.Богданова, И.М.Алиева, В.А. Рафиева, А.В.Семенова, Р.А.Максутова, Ю.А.Махмудова, А.Н. Дроздова, П. Д. Ляпкова, В.Н. Ивановского, В.А.Смирнова, И.Т. Мищенко и других.

Современная вибродиагностика представляет собой измерение и анализ вибросигнала при испытаниях новых и отремонтированных элементов погружного оборудования с помощью специальных стендов. Измерение вибросигнала производится по общему уровню и спектру радиальной вибрации. Данная информация не дает возможности выявить причины усталостных разрушений и аварий погружного оборудования модульного исполнения и прогнозировать остаточный ресурс. С учетом сложностей при эксплуатации погружного оборудования в модульном исполнении на современном этапе разработки месторождений определены цель работы и сформулированы задачи исследований.

Цель работы

Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений разработкой научно обоснованных технических решений, направленных на увеличение производительности работы скважин, оборудованных УЭЦН, за счет снижения вибрации оборудования при интенсивном отборе жидкости.

Задачи исследований

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ состояния работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследовать вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определить причины, влияющие на повышение радиальной

вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала;

2. Выявить пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки;

3. Разработать теоретическую модель механизма возникновения повышенной вибрации насосного оборудования с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий;

4. Разработать мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости;

5. Провести промысловые испытания рекомендованных решений и разработать нормативную документацию на их промышленное внедрение.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе данных о состоянии выбранного объекта, результатах лабораторных и промысловых исследований с использованием современных средств измерения и методов обработки статистической информации, математическом моделировании и систематизации полученных результатов применения предложенных разработок.

Научная новизна результатов работы

1. Выявлен диапазон частотного режима напряжений электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН из скважины становится аварийно опасной. Дано объяснение полученному явлению.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников с частотой вращения вала насоса и демпфированием направляющих аппаратов в насосных секциях.

3. Установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорными характеристиками погружных насосов.

На защиту выносятся:

- созданная измерительная система для исследования вибрационных характеристик УЭЦН и режимов ее работы;

- результаты исследования причин возникновения вибрации в УЭЦН;

результаты исследования частотного режима напряжения электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН становится аварийно опасной, что приводит к снижению эффективности добычи;

- взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников, частоты вращения вала насоса и характера демпфирования направляющих аппаратов в насосных секциях;

- взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорной характеристикой погружного насоса при демпфировании направляющих аппаратов в насосных секциях;

мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивном отборе жидкости из скважины.

Практическая ценность результатов работы

1. Полученные зависимости параметров вибрации от режима работы и величины износа подшипниковых узлов позволяют оценивать техническое состояние насосных агрегатов перед спуском в скважину и прогнозировать долговечность их работы, а также разрабатывать насосные агрегаты с низким уровнем вибрации.

2. Компоновка созданного лабораторного стенда позволяет экспериментально определять фактические вибрационные характеристики (раздельно осевая и радиальная вибрация), измеряемые синхронно в наиболее ответственных точках насосной установки, для новых конструкций рабочих колес и направляющих аппаратов, подшипниковых узлов и входных модулей, оценивать их чувствительность к изменениям режимов работы насоса при различных степенях износа его элементов.

3. Созданная и запатентованная конструкция входного модуля (патент РФ № 2333396) снижает вибрацию, тем самым увеличивается межремонтный период и существенно сокращаются затраты, связанные с ликвидацией аварий типа «полет».

4. Созданная и запатентованная конструкция насосной секции (патент РФ № 2328624) позволяет снизить вибрацию, вызывающую усталостное разрушение насосно-компрессорных труб (НКТ), фланцевых соединений, корпусов, сопровождающееся падением агрегата, обеспечить повышенную ремонтопригодность и повышение напора и подачи за счет герметичности внутренних полостей насосной секции.

5. Предложенные мероприятия способствуют снижению вибрации погружного оборудования, что позволяет значительно увеличить добычу и наработку на отказ и оптимизировать режимы работы УЭЦН с частотно-регулируемым приводом в диапазоне изменения частоты питающего напряжения от 40 до 60 Гц для безаварийной эксплуатации.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку мероприятий, повышающих эффективность добычи нефти погружными центробежными электронасосами в условиях изменяющегося термобарического воздействия жидкости, отбираемой из скважины.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Юбилейной региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Тюмень, 2006 г.); 6-ой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2009 - 2011 гг.); научно-технической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2011 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено два патента РФ.

В диссертационной работе использованы результаты, положения и выводы, полученные совместно с к.т.н., доцентом Петрухиным В.В., К.Т.Н., профессором Бочарниковым В.Ф., д.ф.-м.н., профессором Пахаруковым Ю.В.,

д.т.н. профессором Ведерниковым В.А.

1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО

РЕГИОНА

1.1 Обзор особенностей эксплуатации ЭЦН

Переход на рыночные отношения российской экономики вызвал необходимость диверсификации производства нефтедобывающих предприятий, т.е. максимальной экономии капитальных вложений и рационального использования природных ресурсов. Суть этого подхода состоит в том, что прежний метод форсированной разработки месторождений необходимо заменять на более прогрессивный, при котором годовые отборы нефти не должны превышать 1,5-2,0% начальных запасов. Не случайно именно такой процент долгосрочной разработки месторождений утвердился в мировой практике. Однако сложность переходного периода заставляет искать иные пути теоретического обоснования новых способов долгосрочной добычи нефти без снижения по возможности существующих темпов отбора нефти.

Анализ теоретического и практического опыта освоения, интенсификации и эксплуатации скважин Западной Сибири позволяет предположить условия, влияющие на эффективность добычи нефти.

Эффективность добычи нефти зависит от условий эксплуатации скважин, определяющих выбор подземного и наземного оборудования, режимов работы оборудования. Условия эксплуатации обусловлены геофизической характеристикой скважины, глубиной залегания продуктивных пластов, динамическим уровнем, составом откачиваемой пластовой жидкости, содержанием воды, газа, наличием песка в жидкости, вязкостью, температурой и т.д. [2]. Режимы эксплуатации скважин определяются объемными скоростями пластовой жидкости выходящей в скважину, которые со временем изменяются с изменением притока, уменьшением подачи насосной установки от солеотложений и износа, остановках при заменах и ремонтах оборудования [3].

Значительный вклад в этом направлении в разное время сделали следующие ученые: A.A. Богданов, Ю.А. Балакиров, М.Д. Валеев, Ю.Г. Валишин, И. М. Аметов, Р.Н. Дияшев, А.Н. Дроздов, В.Н., А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Ю.В. Зейгман, JT.C. Каплан, А.Т. Кошелев, П.Д. Ляпков, А.Г. Ковалев, И.Т. Мищенко, А.П. Телков и др.

По мере истощения относительно легко извлекаемых запасов и ростом потребления нефти у нефтяных компаний возникает проблема обеспечения спроса предложениями. Все больший объем запасов нефти в мире оказывается трудно извлекаемым и для их добычи необходимы все большие затраты энергии и ресурсов, это обусловливает необходимость повышения эффективности добычи нефти внедрением современных прогрессивных технологий при снижении энергоемкости и уточнении методов подбора всех составляющих элементов.

Установка погружного центробежного насоса - сложная конструкция из многих сборочных единиц, по-разному преобразующих энергию и имеющих свои законы движения, изучение такого оборудования как системы является сложной задачей. Работу установки характеризуют такие факторы, как давление, температура и свойства пластовой жидкости, изменяющиеся при движении по стволу скважины в соответствии с гидродинамическими характеристиками, а также вследствие фазовых превращений. Показатели добычи нефти в основном зависят от термобарических условий, следовательно, актуальной задачей является их исследование во всем их многообразии, что в конечном итоге повысит эффективность нефтедобычи [2,4].

Закономерности изменения давления и температуры в различных элементах системы, а также свойств добываемой продукции, определяют энергетическую эффективность всего процесса добычи нефти, и в связи с этим исследование термобарических условий работы добывающих скважин является актуальной задачей.

Основы теории глубинно-насосного способа добычи нефти были разработаны в 40-50 годы прошлого столетия. Глубинно-насосная эксплуатация

скважин относится к сложным для оптимизации процессам, это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных параметров, изучение и контроль, которых сложно осуществить. Необходимость одновременного регулирования большого количества параметров затрудняет комплексное решение проблем работы системы «скважина - УЭЦН [2,3,4].

Важнейшей задачей является обеспечение надежной работы скважин во время эксплуатации. В настоящее время разработано много способов обеспечения работоспособности глубинно-насосных установок. Основными их задачами является эффективная эксплуатация скважин, при которой достигается, с одной стороны - ожидаемый дебит, а с другой - достаточная надежность в работе глубинно-насосного оборудования. Существует много методик подбора глубинно-насосного оборудования, нашедших применение в нефтедобывающей промышленности, авторами которых являются А.Н. Адонин, A.C. Вирновский, А. М. Пирвердян, И.А.Чарный, П. Д. Ляпков, И. М. Муравьев, И. Т. Мищенко, Р. Я. Кучумов, А. А. Богданов, K.P. Уразаков, В.И. Дарищев, В.Н. Ивановский, Ш.К. Гиматудинов и другие. Однако ни одна из них не учитывает надежность работы подземного оборудования адаптированную к условиям конкретного месторождения на основе оценки надежности оборудования при существующем режиме работы скважин.

Развитие информационных технологий позволяет с большей точностью

решать поставленные задачи с помощью математического моделирования, привлекая методы теории надежности и вероятности.

Другим фактором, определяющим эффективную эксплуатацию скважин, является система обслуживания и ремонта, задача которых увеличение межремонтных периодов работы оборудования и уменьшение оргпростоев.

Применяемое современное добывающее оборудование обладают высокими показателями по объёму добычи нефти и создаваемому напору, сильно сократило возможности приборного измерения главных технологических характеристик эксплуатируемых скважин [5].

В таких условиях расчётные методы определения давления и температуры в разных точках системы выходят на первое место. Многообразие методик и программных пакетов для подбора УЭЦН к скважине, имеющихся в распоряжении нефтяников, не всегда могут подобрать конкретную модель насоса из-за влияния многочисленных факторов, изменяющихся во времени.

Исходя из этого, становится понятной актуальность изучения термобарических условий работающих скважин при изменении характеристик добываемой продукции.

Практика эксплуатации показала, что на ранее открытых месторождениях уменьшаются запасы нефти и основными источниками становятся месторождения в последней стадии разработки [4,5].

В настоящее время деятельность нефтегазодобывающей отрасли характеризуется уменьшением объемов добычи нефти из месторождений разрабатываемых долгое время, увеличением числа находящихся в разработке со сложным геологическим строением, и большого количества средне- и малодебитных скважин.

Подавляющее большинство нефтяных месторождений в настоящее время разрабатываются с помощью поддержания пластового давления (ППД) путем закачки воды в пласт.

Продукция нефтяных месторождений на поздней стадии разработки отличается высокой обводненностью, с содержанием значительного количества механических примесей и солей, интенсификацией процессов коррозии оборудования. На этой стадии разработки широко применяется метод увеличения нефтеотдачи, названный форсированным отбором жидкости, являющийся одним из решающих методов увеличения объемов добычи нефти.

В таких условиях актуальным является использование высокопроизводительных установок ЭЦН.

Использование УЭЦН, как способа добычи нефти, позволяет эксплуатировать новые скважины, при переводе с фонтанного способа добычи на механизированный, а также разрабатывать месторождения на поздней

стадии разработки, когда форсированные режимы являются основными для повышения объемов добычи нефти с помощью ЭЦН [6,7].

УЭЦН как способ добычи имеет значительные преимущества по отношению к другим механизированным способам добычи за счет своих достоинств.

Семейство погружных центробежных электронасосов представляет собой типоразмерный ряд с широким диапазоном подач и напоров, непосредственное соединение насоса с электродвигателем обеспечивает высокий к.п.д. и малые потери в трансмиссии, УЭЦН экономичнее других способов добычи, компактны и наименее трудоемки по обслуживанию; монтаж оборудования и перевод скважин на насосную эксплуатацию прост и не требует дополнительных строительных работ; при эксплуатации скважин УЭЦН в настоящее время возможен дистанционный беспроводной контроль параметров работающей установки.

Несмотря на эти преимущества, существует ряд факторов, препятствующих эффективному применению УЭЦН и рациональной эксплуатации скважин [7,8,9,10].

В последние годы на промыслы поступают насосные установки с вентильными погружными электродвигателями (ПЭД) и станциями управления, изменяющими частоту вращения валов насосной установки изменением частоты питающего напряжения, что обеспечивает изменение гидравлических характеристик насоса в соответствии с термобарическими условиями скважины. Практика эксплуатации этих установок имеет особенности, проявляющиеся в непостоянном уровне вибрации при работе на разных частотах, что снижает надежность погружного оборудования, нередко приводя к аварийным ситуациям. Механизм скачкообразного изменения величины вибрации на отдельных частотах практически не изучен.

Проведенный анализ данных показывает необходимость исследований в области частотного регулирования привода погружных насосных установок и разработки дополнительных решений по снижению вибрации,

оказывающей влияние на надежность УЭЦН и стабильность отбора жидкости из пласта.

1.2 Обзор методик по определению надежности УЭЦН

В настоящее время отечественной промышленностью производится большая номенклатура установок погружных центробежных электронасосов в модульном исполнении (УЭЦНМ), в количествах перекрывающих потребности нефтяных компаний. При этом широко применяются современные высокотехнологичные материалы и способы обработки деталей, но до сир пор надежность оборудования при работе в системе «скважина - насосная установка» невысока. Безотказность работы этой системы характеризуется средним межремонтным периодом (МРП) [8,9]. Эксплуатация УЭЦН предусматривает подъем насосной установки при любом отказе погружного оборудования. Таким образом абсолютные или параметрические отказы погружного оборудования определяются как необходимость подъема ЭЦН на поверхность [9,10].

Параметры скважин, эксплуатируемых УЭЦН значительно различаются. В работе проведен анализ работы оборудования ЭЦНМ в крупных нефтяных компаниях Западной Сибири, который показал, что даже в пределах месторождения характеристики скважин сильно различаются. Различия технологических параметров обусловливают существенные различия режимов эксплуатации, с необходимостью тщательного подбора оборудования к конкретной скважине. Во время эксплуатации многие из характеристик скважины изменяются, появляются различные осложняющие факторы, такие как соле- и парафиноотложения, присутствие газа и воды, непрямолинейность ствола скважины [11]. Эти факторы вызывают поток параметрических отказов, которые уменьшают дебит скважины. Другими словами характер самой скважины приводит к абсолютным и параметрическим отказам погружного оборудования ЭЦН [12].

В общем потоке отказов погружного оборудования выделяются отдельные потоки от различных причин: от неточностей при проектировании до геологического состояния скважины. ОКБ БН выработала методологию разделяющую поток отказов на виды и позволяющую выделить закономерные отказы, определить законы распределения случайных отказов [11-16].

В 40-50 годы 20 столетия при изучении надежности УЭЦН отмечались абсолютные отказы, приводящие к потере работоспособности установок, считались случайными событиями, по мере изучения выяснилось, что функция интенсивности отказов от времени зачастую имеет график и- образной формы с горизонтальным участком посередине, соответствующий длительной работе оборудования и подчиняющийся экспоненциальному закону плотности распределения отказов.

Разработаны методики испытаний и расчетов основанные на экспоненциальном законе, когда отдельные элементы не влияют друг на друга [17].

Далее (50-60 годы) исследовали надежность отдельных элементов, выявилось влияние параметров эксплуатации, технологии изготовления и качества ремонта. Введено понятие параметрического отказа. Выявлены закономерные отказы с модельными распределениями, отсутствие которых в моделях делало их неточными. Расширены категории надежности -безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость.

В 60-70 годы появилась физика надежности - область науки, которая рассматривает явления, определяющие отказы, обусловленные общими свойствами, в особенности энергетическими и устанавливает законы этих явлений. Начался этап изучения отказов как физических процессов, ведущих к отказам, детально исследовались причины отказов, выявлялись статистические и детерминистические закономерности [18-21].

Особенностью 80-90 годов является массовое применение погружного оборудования в модульном исполнении. Этот этап характерен появлением нового вида отказов - аварий типа «полет», заключающихся в

самопроизвольном расчленении погружной насосной установки и падении оборудования на забой скважины. Количество таких аварий различалось по основным добывающим предприятиям и на некоторых достигло многих десятков в год. В этот период многие ученые работали над изучением механизма разрушения предшествующему «полету», появилось до десятка «противополетных» устройств разных конструкций, защищающих наиболее опасные места насосных установок [21-23].

Настоящий этап развития представлений о надежности УЭЦН: известны основные механизмы отказов, на их основе разработаны математические модели, позволяющие на стадии проектирования и изготовления с помощью персональных компьютеров рассчитывать показатели надежности будущих установок. Установлено что виновником «полетов» модульного оборудования является повышенная вибрация, возникающая при работе насосной установки [24-27].

Настоящие представления о надежности УЭЦН. Параметры надежности УЭЦН рассчитывают на основе двух экспоненциальных распределений, таким образом все отказы в системе «УЭЦН - скважина» считаются случайными. Принят отраслевой стандарт ОСТ 26 -06 -2018 -81, [26,27].

Появилась необходимость сбора статистических данных по отказам УЭЦН, для чего Отдельным Конструкторским Бюро Бесштанговых Насосов (ОКБ БН) в регионах созданы отделы промысловых исследований. Начиная с 1978 года подразделения ОКБ БН занимались сбором статистики по любым отказам оборудования УЭЦН во всех нефтедобывающих районах [28-29].

Предложенная методика сбора статданных впервые предлагает разделять отказы по группам: отказы отдельных составляющих насосных установок, отказы по эксплуатационным причинам, отказы по геолого - технологическим мероприятиям [28]. Подобная классификация позволяет выявить отказы, связанные с конструкцией оборудования и отказы, происходящие по вине потребителя, в разделенных по группам отказам фиксируются общее количество отказов (по каждому виду отказа). Для подсчета величины

межремонтного периода (МРП) методикой учитываются повторные ремонты (отказы) произошедшие в течение 48 часов после пуска установки, при обработке статистических данных отдельно выделяются отказы в первые 180 суток работы погружной установки в скважине.

Изменяющийся в процессе эксплуатации фонд скважин учитывается специальной относительной величиной, названной опасностью отказа А,, определяемой по формуле:

где п1 - число отказов отдельного типа;

N - общее число отказов.

Использование такой величины позволяет обеспечить единство отсчета по регионам с сильно различающимися фондами электронасосных скважин.

Определение отказов погружного оборудования выполняется следующим образом. При первичном диагнозе определяется внешняя причина остановки: параметрические отказы, срыв подачи, отключение по защите. Вторичный диагноз ставится после разборки оборудования на ремонтном предприятии, проводится дефектовка деталей и узлов. При постановке вторичного диагноза причина отказа может быть не определена, тогда указывают возможную причину отказа [27, 28].

Статистические данные, собранные 70 - 90х годах показали, что величины опасности отказа X по каждой диагностируемой позиции обнаруживают достаточную устойчивость во времени.

Изучение данных выявило следующее.

Наиболее слабым элементом системы «УЭЦН - скважина» является электрическая изоляция обмоток статора погружного электродвигателя и кабеля, на которые приходится около 40 % всех отказов системы и более 65 % как отказов погружной установки [16,29,30,31].

Эксплуатационные отказы, связанные с отбором жидкости из скважины, составили 26 %, к ним относят загрязнение проточной части насосов, соле-и

парафинотложения, абразивный износ рабочих колес и направляющих аппаратов, отказы от изменения параметров скважин и некорректного подбора оборудования.

Около 10 % отказов - грубые нарушения при монтаже, отказы от скрытых вызванные заводских дефектов.

Около 5 % отказов приходится на торцовые уплотнения гидрозащит, и 4 % на кабельный ввод.

Обобщение данных по отказам и наработкам оборудования ЭЦН дало возможность увеличения межремонтных периодов погружного оборудования.

Работы проведенные ОКБ БН в области теории надежности УЭЦН, имели большое значение для создания нового более совершенного оборудования, созданные методики сбора и обработки данных позволили получать объективную информацию о работе оборудования при различных условиях эксплуатации, математическая модель позволила прогнозировать работу оборудования на разных этапах, как при проектировании, так и во время эксплуатации. Появление нового погружного оборудования в модульном исполнении, выявило новые виды отказов ранее не встречавшихся и не изученных, для которых не определены законы распределения, не изучен механизм их возникновения и воздействия на оборудование.

В работах Л.С.Каплана, А.В.Семенова и Н.Ф.Разгоняева [32] оценивалась надежность серийного выпускаемого оборудования УЭЦН по промысловым данным, при этом предполагалось разделение отказов на группы. Отказы, обусловленные выходом из строя деталей оборудования отнесены к группе технических причин; отказы из-за некачественной подготовки скважины - к группе эксплуатационных причин; отказы из-за проведения в период работы УЭЦН в скважине геолого-технических мероприятий отнесены к группе reo лого-технических причин. Последняя группа отказов, как и отказы насоса авторами не рассматривались.

За отказ принимался любой вынужденный подъем насосного агрегата на поверхность, связанный с прекращением функционирования любого узла,

время от запуска установки в работу до ее остановки определялось как межремонтный период.

Работы указанных ученых сделали значительный вклад в развитие науки о надежности УЭЦН, но необходимо отметить следующие недостатки: не рассматривался погружной центробежный секционный насос в качестве объекта изучения; в работах не делились установки на обычное и модульное исполнения, которые существенно различаются видами отказов, и их интенсивностью.

1.3 Анализ неисправностей и отказов УЭЦН

Анализ неисправностей и отказов оборудования УЭЦН проводился на основании статистических данных крупнейших нефтедобывающих компаний Тюменской области. Для анализа выбрано ОАО «Сургутнефтегаз» как наиболее динамично развивающееся предприятие с большим опытом эксплуатации нефтяных месторождений.

Анализ проводился в соответствии с методикой ОКБ БН в период 1990 -2008 г.г. По предварительному анализу отказов оборудования указанный период можно разделить на два этапа: 1990 - 2003 и 2004 - 2008. Первый период можно охарактеризовать следующим образом: массовое применение ЭЦН модульного исполнения, с окончательным вытеснением насосов обычного исполнения; повсеместное увеличение парка УЭЦН; появление и рост количества отказов типа «полет». Второй период: снижение числа «полетов» различными способами, в том числе заменой отечественных ЭЦН на импортные; комплексное изучение осложняющих факторов при эксплуатации УЭЦН; применение новых разработок отечественных изготовителей, станций управления, погружного оборудования; возвращение к установкам обычного (немодульного) исполнения, появление на промыслах установок с частотно-регулируемым приводом и быстрый рост их числа.

Полученные данные по отказам УЭЦН модульной конструкции в период 1990 - 2003 показали, что интенсивность однотипных отказов по оборудованию в разные годы существенно отличается:

- большая доля отказов падает на погружной кабель от 24 % (ОАО Роснефть) до 64 % (п.о. Сургутнефтегаз);

- погружной электродвигатель - от 6 % (Сургутнефтегаз) до 33 % (ННГ);

- насосно-компрессорные трубы (н.к.т.) от 0,8 % (ННГ) до 20 % (ОАО Роснефть);

- насосный агрегат от 11 % (ННГ) до 36 %(ОАО Роснефть);

- гидрозащита от 1 % (Сургутнефтегаз) до 18 % (Урайнефтегаз).

При обработке данных особое внимание уделялось отказам насосно-компрессорных труб, насосов и гидрозащит, группе имеющей наибольшее число «полетов». Анализ позволил разделить причины отказов оборудования на 2 группы, первая - причины постепенного характера, связанные с постепенным износом деталей и узлов оборудования и вторая - причины внезапные, связанные с изломом, обрывом деталей оборудования. В отдельную группу были выделены причины отказов, вызванные вибрацией оборудования.

Анализ отказов насосной (механической) части показал, что на различных нефтедобывающих предприятиях количество суммарных отказов различно и имеет значительное расхождение: от 14 % (Сургутнефтегаз) - до 49 % (Урайнефтегаз), среднее значение около 25 % («Красноленинскнефтегаз»), соотношение отказов также значительно различается.

Анализ промысловых данных по одному предприятию позволил проследить динамику изменения числа отказов механической части ЭЦН по годам (рисунок 1.3), характерно, что при этом фонд скважин, оборудованных УЭЦН, оставался практически неизменным.

Как видно из диаграммы число отказов имеет тенденцию к росту (2001 г.), с дальнейшим спадом, за счет старения парка оборудования и снижением добычи. В целом за этот период число отказов колеблется около среднего значения 20-21 % для насосной части.

□ ГТМ ИНКТ НЭЦН ППЭД □ Г/защита ОКаб(

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Рисунок 1.3- Динамика изменения числа отказов насосов ЭЦН в

ОАО «Сургутнефтегаз» Анализ статистических данных отказов по методике ОКБ БН позволил получить соотношение внезапных и постепенных отказов, с учетом вида отказа. Распределение видов отказов насосной части и гидрозащит за 1997 г. приведено в таблице 1.11 [27, 29,30].

Таблица 1.11- Соотношение видов отказов насосной части

Вид отказа Опасность отказа, X Доля отказа, %

Износ рабочих органов 0,777777 45

Износ втулок подшипников 0,066666 6

Износ шайбы пяты 0,090909 8

Износ защитных втулок вала 0,090909 8

Срыв шпонки 0,066666 6

Слом вала 0,297297 23

Заклинивание вала 0,043478 4

Всего: 100

2000

2001

2002

2003

Особое место в отказах насосной части оборудования ЭЦНМ занимают аварии типа «полет». Анализ аварий «полет» показал распределение числа полетов по местам расчленения установки, число падений в целом и по месту расчленения существенно различается у различных нефтедобывающих предприятий. Анализ данных на одном предприятии по годам эксплуатации дает основание заключить, что имеется тенденция к росту числа аварий по некоторым местам расчленения.

450

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

" "■По элементам подвески по узлам УЭЦН Всего аварий

Рисунок 1.4. Динамика аварийности на скважинах с УЭЦН по ОАО «Сургутнефтегаз»

На диаграмме, рисунок 1.5, приведены сравнительные данные по ОАО «Сургутнефтегаз». Из диаграммы видно, что большая часть «полетов» приходится на насосно-компрессорные трубы, анализ данных с различных предприятий показывает существенные различия в соотношениях по местам расчленения: по НКТ от 23% до 52%, большая часть «полетов» падает на сочленение модуль- головка - секция верхняя от 0,8% до 27% и соединение верхней и нижней секций от 21,9% до 44,1 %.

Расчленение по НКТ представляет собой обрыв по резьбе вблизи насосного агрегата, а обрыв в месте соединения секций - разрушение по фланцевому соединению по узлам насосного агрегата.

Изучение изломов [33] показал, что причиной обрывов является усталостное разрушение, статические нагрузки, возникающие во время эксплуатации, не могут приводить к «полетам».

□ 2001 год ■ 2002 год 0 2003 год □ 2004 год

2001% 2002% 2003% 2004%

31.9%

28.6%

ИКТ Корпуса Резьбы Фл. соед шейки

□ 2001 год 59 38 6 53 29

■ 2002 год 36 43 7 22 19

02003 год 17 45 3 8 9

□ 2004 год 5 19 1 1 4

2001% 31,89189189 20,54054054 3,243243243 28,64864865 15,67567568

2002% 19,45945946 33,85826772 5,511811024 17,32283465 14,96062992

2003% 20,73170732 54,87804878 3,658536585 9,756097561 | 10,97560976

2004% 2,702702703 63,33333333 3,333333333 3,333333333 13,33333333

Рисунок 1.5- Динамика изменения аварийности по месту расчленения УЭЦН

Таким образом, причина аварий такого типа, возникающие при работе насосных установок динамические нагрузки, являющиеся следствием действия высокой вибрации. Обрывы локализованы в верхних частях секций насоса, что является доказательством того, что виброактивность насоса провоцирует возникновение динамических нагрузок. Причиной этого является то, что рабочие колеса, равно как и роторы секций насоса в сборе не балансируются при сборке на заводе-изготовителе, ни во время ремонтов, кроме того рабочие колеса имеют осевую свободу перемещения по валу в пределах ступени. Можно сделать предположение что с другой стороны провоцирующим динамические нагрузки и вибрацию является влияние скважины и пласта -

гидравлическая составляющая движущегося потока, индивидуальная для каждой скважины.

10000 у

9000 - -8000 ■ -7000 -6000 - -5000 - -4000 - -3000 -2000 -1000 -0

КОЛИЧЕСТВО ОТКАЗОВ 9561 9315

% "ПОЛЕТОВ" ОТ ЧИСЛА ОТКАЗОВ

1,36

9367

0,87

7936

0,48

4202

2001

2002

2003

2004

0,31

2005

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Петрухин, Сергей Владимирович

ВЫВОДЫ

1. Проведен анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследованы вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определены причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала.

2. Выявлены пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки.

3. Разработана теоретическая модель механизма возникновения повышенной вибрации с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий.

4. Разработаны мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости.

5. Проведены лабораторные и промысловые испытания рекомендованных технических решений и скорректирована нормативная документация по эксплуатации ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Петрухин, Сергей Владимирович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Арбатов A.A. Повышение нефтеотдачи пластов как противодействие ухудшению качества сырьевой базы // Бурение. - 2002. Май-июнь. С. 6-9.

2. Балакиров Ю.А. Оптимизация режимов работы скважин/ Ю.А.Балакиров. В.П. Оноприенко, И.А. Стрешинский и др. - М.: Недра, 1981. -221 с.

3. Муравленко СВ. Разработка нефтяных месторождений / СВ. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов и др. -М: ВНИИОЭНГ, 1994. -Т.З.-СЛ0-15.

4. Мишенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: Нефть и газ, 2003. -816

с.

5. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. - М.: Недра, 1971. - 181 с.

6. Дарищев В.И. Комплекс работ по исследованию и снижению частоты самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок / В.И. Даришев, В.Н. Ивановский, B.C. Каштанов, Н.М. Николаев, С.С. Пекин,

A.A. Сабиров, Г.А. Щербаков.- М: ВНИИОЭНГ, 2002. - 84 с.

7. Демидов В.А. Влияние свободного газа на работу различных типоразмеров погружных центробежных насосов / В.А. Демидов, А.Н. Дроздов,

B.И. Игревский / Тез. науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов Московского института нефти и газа. - М." Московский институт нефти и газа, 1986.-С 16-20.

8. Дроздов А.Н. Выбор рабочих параметров погружного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1986. - Вып.П.- С .118.

9. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. - М.: Недра, 1986. - С. 71-72.

10. Бурциев И.Б. Гидромеханика процесса добычи нефти погружными центробежными и штанговыми насосами / И.Б. Бурциев, Р.Х. Муслимов, Р.Ш. Муфазалов. - М.: Изд-во МГУ. 1995. - 240 с.

11. Каплан Л.С. Совершенствование ремонта и эксплуатации установок электр о центробежных насосов // Обзорная информ. Серия Машины и нефтяное оборудование. - 1983.- С.27.

12. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. - М.: Недра. 1986.-120с.

13. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. - М.: Гортоптехнздат. 1963. -

396 с.

14. Муравьев М. И., Мищенко И. Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях М.: Недра,

15. Ляпков П. Д. О формах течения водовоздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса//Химическое и нефтяное машиностроение.- 1968,-№ 10

16. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. - 272 с.

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

18. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800 //Нефтяное хозяйство. - 1958. - № 2. - С. 43-49

19. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов // Тр. ВНИИ им АН Крылова. - М., 1964. -Вып.41.-С.71-107.

20. Филиппов В.Н. Универсальная методика подбора ЭЦН к нефтяным скважинам УМП ЭЦН-79 / В.Н. Филиппов, Ш.Р. Агеев, Г.А. Гендельман. -М: ОКББН, 1979.-169 с.

21. Филиппов В.Н. Библиотека программ "Электронасос" // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. - 1977. - № 12. -С. 11-15.

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

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

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

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

26. Биргер И.А. Техническая диагностика.- М.: Машиностроение, 1975.240 с.

27. Костяшин В.Р. Техническое диагностирование оборудования глубиннонасосных нефтяных скважин. Нефтяное дело, 1985, №9, С.48-53.

28. Вильнер П.Д. Виброскорость как критерий вибрационной надежности упругих систем // Проблемы прочности. 1970. - № 9. - С. 42-45.

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

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

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

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

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

34. Ишемгужин Е.И. Ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие.- Уфа.: Уфимский нефтяной институт, 1986.85 с.

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

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

37. Каплан Л.С., Ражетдинов У.З. Введение в технологию и технику нефтедобычи.- Уфа: ПКФ «Конкорд-инвест», 1995.- 236 с.

38. Велиев Ф.Г. и др. Устройство для плавного изменения производительности глубиннонасосной установки,- Нефтяное хозяйство, 1991, №7, С.39-41.

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

40. 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.

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

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

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

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

45. Алиев И.М., Гасанов И.Ф., Шахмарданов Ш.М. Анализатор спекра параллельно - последовательного действия. - Изв. вузов. Сер. приборостроение. 1979, т. 22, № 4, С. 82-87.

46. 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.

47. 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.

48. 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.

49. 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.

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

51. Бочарников В.Ф., Корнилов В.В., Петрухин В.В. и др. Стенд для обкатки и испытания погружных электронасосов для добычи нефти. Информ.листок № 149-91, Тюмень, Тюменский ЦНТИ, 1991.

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

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

54. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Оценка технического состояния погружных электродвигателей серии ПЭД методом вибродиагностики. Научно-

технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплексва: Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень, ТюмГНГУ, 1995.- С.86.

55. Петрухин В.В. Исследование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти. Диссертация на соискание степени к.т.н. Тюмень, ТюмГНГУ, 2000 г.- 169 с.

56. Отчет по выполнению договора №65 от 19.10.95 по внедрению вибродиагностической аппаратуры С SI2115 и наработке методики определения вибродиагностических признаков неисправностей ПЭД и ЭПУ при обкатке на испытательном стенде в цехе ремонта погружных установок, - Нефтеюганск,: НЦБПО БО, Центральная базовая лаборатория, 1996.- 27 с.

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

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

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

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

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

62. Максутов P.A. и др. Экспериментальное исследование вибрации погружных электродвигателей. Машины и нефтяное оборудование, 1985, №1.-С. 19-23.

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

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

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

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

67. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дис.кан.техн.наук: 25.00.17. - М.: МИНХ и ГП им И.М. Губкина, 1982. - 212 с.

68. Дроздов А.Н. Влияние частоты вращения вала на характеристики газосепараторов к УЭЦН. Бурение и нефть, №8, 2006.

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

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

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

62. Максутов P.A. и др. Экспериментальное исследование вибрации погружных электродвигателей. Машины и нефтяное оборудование, 1985, №1.-С. 19-23.

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

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

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

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

67. Дроздов А.Н., Разработка методики расчета характеристики -погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дис.кан.техн.наук: 25.00.17, - М,: МИНХ и ГП им.

И.М. Губкина, 1982. - 212 с.

68. Дроздов А.Н. Влияние частоты вращения вала на характеристики газосепараторов к УЭЦН. Бурение и нефть, №8, 2006

69. Деньгаев A.B. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей // Дис. канд. техн. наук. М., 2006.- 212 с.

70. Деньгаев A.B., Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Маркелов Д.В. Эксплуатация скважин, оборудованных высокопроизводительными УЭЦН с газосепараторами // Бурение и нефть. 2005. №2. С. 10-13.

71. Деньгаев A.B., Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Исследование причин «полетов» газосепараторов в составе УЭЦН // Территория Нефтегаз. 2005. №11. С. 50 — 54.

72. Деньгаев A.B., Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Маркелов Д.В. Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2006. №2. С.86 — 88.

73. Ивановский В.Н. Основные направления развития оборудования для подъема нефти из скважины. Доклад. VIII Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса». Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва 2010г.

74. Ивановский В.Н. Анализ современного состояния и перспектив развития скважинных насосных установок для добычи нефти. Доклад. VIII Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса». Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва 2010г.

75. Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Сабиров A.A., Соколов H.H., Донской ЮА. О некоторых перспективных путях развития УЭЦН. Территория нефтегаз.-№ 5, 2008г.

76. Черняк Д. А. Возможности частотного регулирования серийных погружных насосов Доклад. VIII Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса». Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва 2010г.

77. Смирнов Н.И., Смирнов H.H. Исследование предельных состояний ресурсоопределяющих элементов УЭЦН // Материалы XI Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- М., 2002.

78. Смирнов Н.И., Смирнов H.H. Прочность и износостойкость насосов (расчет, испытания, технология) // Материалы IX Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».-Альметьевск, 2000.

79. Смирнов Н.И., Смирнов H.H., Мухамадеев К.Г. Исследования и пути повышения ресурса работы некоторых элементов УЭЦН // Материалы VIII

Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Альметьевск, 1999.

80. Смирнов Н.И., Гринберг В.А., Смирнов Н.Н. Повышение ресурса УЭЦН // Материалы X Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Самара, 2001.

81. Волков В.Н. Новые исследования PC отказов УЭЦН // Материалы IX Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Альметьевск, 2000.

82. Волков В.Н. Новые принципы повышения износостойкости погружных центробежных насосов типа УЭЦН // Материалы X Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».- Самара, 2001.

83. Волков В.Н. Новые принципы повышения износостойкости погружных центробежных насосов типа УЭЦН // Материалы X Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН».-Самара, 2001.

84. Блехман И.И. Вибрационная механика. М., 1994; англ. пер.: Blekhman I.I, Vibrational Mechanics (Nonlinear Dynamic Effects, General Approach, Applications). Singapore, 2000.

85. Блехман И.И. Что может вибрация? О "вибрационной механике" и вибрационной технике. М., 1988.

86. Блехман И.И, Джанелидзе Г.Ю. Вибрационное перемещение. М,

1964.

87. Гончаревич И.Ф. Вибрация - нестандартный путь. М, 1986.

88. Фролов К.В. Вибрация - друг или враг? М, 1984.

89. Блехман И.И. Синхронизация в природе и технике. М, 1981; англ. пер.: Blekhman I.I. Synchronization in Science and Technology. N.Y, 1988.

90. Белецкий В.В. Резонансные явления во вращательных движениях искусственных и естественных небесных тел // Динамика косм, аппаратов и исслед. Косм, пространства. М, 1986.

91. Ганиев Р.Ф, Украинский JI.E. Динамика частиц при воздействии вибрации. Киев, 1975.

92. Блехман И.И, Блехман Л.И, Вайсберг Л.А, Васильков В.Б, Якимова К.С. // Нелинейные эффекты при истечении жидкости из вибрирующих сосудов // Доклады академии наук - 2003. Т. 391. № 2. -С. 185-188.

93. Бочарников В.Ф., Пахаруков Ю.В. Вибрации и разрушения в погружных центробежных электронасосах для добычи нефти.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2005,- 141 с.

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

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

96. Петрухин В.В., Петрухин C.B. Основы вибродиагностики и средства измерения вибрации. Учебное пособие.Гриф УМО НТО. М., Инфра-инженерия, 2010, 176 с.

97. Петрухин В.В. Проблемы эксплуатации и направления совершенствования конструкций УЭЦН /В.В. Петрухин, СВ. Петрухин // Сб. науч. тр. посвящ. 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. С. 183-185.

98. Петрухин В.В. Снижение аварийности погружных центробежных электронасосных установок для добычи нефти / В.В. Петрухин, СВ. Петрухин // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы региональной науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых: Тез. докл. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 36-37.

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

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

101. Петрухин В.В., Бочарников В.Ф. Лабораторное исследование вибрации ступеней погружных центробежных электронасосов для добычи нефти. Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтнгазового комплекса: Межвузовский сборник научных трудов. Том 2,- Тюмень, ТюмГНГУ, 1997, С. 11-16.

102. Петрухин СВ. Исследование вибрации на лабораторном стенде для динамических испытаний насосов / СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Сб. науч. тр. посвящ. 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 158-161.

103. Яковлев JI.Г. Погрешности контрольно-измерительных приборов и датчиков.- М.: Машгиз, 1961.-198 с.

104. Русов В.А. Спектральная вибродиагностика. Выпуск первый, Пермь, ООО ПВФ «Вибро-Центр», 1996, 175 с.

105. Особенности применения частотно-регулируемых приводам погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Западной Сибири/Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, В.А. Ведерников, A.B. Мамченков, Ю.А. Левин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 3. - С. 86-87.

106. Петрухин СВ. Исследование вибрации на лабораторном стенде для динамических испытаний насосов / СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Сб. науч. тр., посвящ. 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С 158-161.

107. Петрухин В.В. Проблемы эксплуатации и направления совершенствования конструкций УЭЦН / В.В. Петрухин, СВ. Петрухин //Сб. науч. тр., посвящ. 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 183185.

108. Петрухин В.В. Снижение аварийности погружных центробежных электронасосных установок для добычи нефти /В.В. Петрухин, СВ. Петрухин // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы региональной науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых: Тез. докл. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 36-37.

109. Бочарников В.Ф. Экспериментальные исследования распределения радиальной вибрации по длине корпуса насосного агрегата типа ЭЦНМ / В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Новые технологии -нефтегазовому региону: Материалы шестой региональной науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. -С. 106-111.

110. Бочарников В.Ф. Экспериментальные исследования влияния резиновых уплотнительных колец ступеней на вибрационную и напорную характеристику погружного центробежного электронасоса / В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы шестой региональной науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. - С. 111-116.

111. Бочарников В.Ф. Экспериментальные исследования распределения радиальной вибрации по длине корпуса насосного агрегата типа ЭЦНМ / В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Материалы Всерос. региональной науч.-техн. конф. с междунар. участием. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - Т. 2. —С. 152-157.

112. Бочарников В.Ф. Экспериментальные исследования влияния резиновых уплотнительных колец ступеней на вибрационную и напорную характеристику погружного центробежного электронасоса /В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Там же. - С. 157-161.

113. Петрухин СВ. Экспериментальные исследования распределения вибрации по длине корпуса насосной секции ЭЦНМ // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Всерос. науч.-техн. конф. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ,

2007.-Т. 1.-С. 140-141.

114. Бочарников В.Ф. Экспериментальные исследования распределения вибрации по длине корпуса модуль-секции электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом / В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 8. - С. 80-82.

115. Пахаруков Ю.В. Экспериментальные исследования радиальной вибрации при демпфировании ступеней погружного центробежного электронасоса / Ю.В. Пахаруков, В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Естественные и технические науки. - 2010. - № 1. - С. 188 -193.

116. Пат. 2208709 РФ, МПК F04D. Погружной многоступенчатый насос/ В.Ф. Бочарников, В.В. Петрухин.- №2001118236/06; Заявлено 02.07.2001; 0публ.20.07.2003. Бюл. №20.

117. Пахаруков Ю.В. Результаты экспериментальных исследований радиальной вибрации при использовании амортизаторов ступеней центробежного насоса / Ю.В. Пахаруков, В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин, В.В. Петрухин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 1. С. 99-101.

118. Светлицкий В.А. Статистическая механика и теория надежности. Москва, МВТУ им. Н.Э. Баумана, 2004, - 503 с.

119. Бочарников В.Ф., Ведерников В.А., Петрухин В.В., Маркелов В.Д. Результаты экспериментальных исследований электронасосов типа ЭЦНМ с частотно-регулируемым приводом на стендовой скважине. НТиПЖ Нефтяное хозяйство, -2007, -№ 12, - С. 92-93.

120. Пахаруков Ю.В. Механизм возникновения повышенной вибрации в погружных центробежных электронасосах с частотно-регулируемым приводом / Ю.В. Пахаруков, В.Ф. Бочарников, C.B. Петрухин, В.В. Петрухин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2. С. 99-101.

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

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

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

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

125. Котеленц Н.Ф., Кузнецов Н.Л. Испытания и надежность электрических машин: Учебн. Пособие для вузов по спец. «Электромеханика».-М.: Высш. шк., 1988.- 232 с.

126. Пат. 2328624 РФ, МПК Р04Б. Погружной многоступенчатый центробежный насос / В.Ф. Бочарников, В.В. Петрухин, СВ. Петрухин. -№ 2006141963/06; Заявлено 27.11.2006; Опубл. 10.07.2008, Бюл. № 19.

127. Пат. 2333396 РФ, МПК Р04Б. Погружной центробежный насосный агрегат / В.В. Петрухин, В.Ф. Бочарников, СВ. Петрухин. - № 2006147041/06; Заявлено 27.12.2006; Опубл. 10.09.2008, Бюл. № 25.

128. Музипов Х.Н., Савиных Ю.А., Дунаев С.А. Акустическая технология снижения вибрации НКТ, оборудованных установками центробежных электронасосов //Нефтяное хозяйство. -2005, №11.- С.82-83.

129. Вахитова Р.И. Повышение эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в наклонных и обводненных скважинах. Диссертация на соискание степени к.т.н., Уфа 2006 г., 114 с.