Управление вторичными течениями в ступенях нефтяных насосов для снижения их гидроабразивного износа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.02.05, кандидат технических наук Островский, Виктор Георгиевич

• Островский, Виктор Георгиевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Островский, Виктор Георгиевич

Содержание

Введение

1 Гидроабразивный износ погружных насосов

1.1 Механизм гидроабразивного износа

1.2 Недостатки типовых износостойких конструкций насосов

1.3 Методики ресурсных испытаний

1.4 Постановка задачи исследования

2 Методики исследований вторичных течений в ступенях насоса

2.1 Методика стендового моделирования гидроабразивного износа ступеней погружных насосов

2.1.1 Влияние коррозионного фактора на гидроабразивный износ насоса

2.1.2 Влияние частоты вращения вала

2.2 Методика численного моделирования вторичных течений в полости

2.3 Методика визуализации вторичных вихревых течений

2.4 Выводы по главе

3 Закономерности гидроабразивного износа ступеней, вызванного вторичными течениями

3.1 Закономерности гидроабразивного износа типовых

конструкций насосов

3.1.1 Влияние газа на износ многоступенчатого насоса

3.1.2 Особенности гидроабразивного износа ступеней ВНН и ЭЦН типов

3.1.3 Влияние формы полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом на скорость износа корпуса направляющего аппарата

3.1.4 Влияние подачи насоса на скорость гидроабразивного износа

3.1.5 Сравнение и выбор материалов ступеней

3.2 Расчет скорости гидроабразивного износа межступенчатых

уплотнений погружного насоса

3.2.1 Модель износа уплотнений

3.3 Изменение конструкции межступенчатого уплотнения для снижения гидроабразивного износа

3.4 Выводы по главе

4 Изменение вторичных течений в полости под рабочим

колесом

4.1 Исследование вторичных течений в полости под рабочим колесом

4.2 Снижение износа ступени за счет изменения вторичных течений

4.3 Экспериментальная проверка износостойкости ступеней

4.4 Выводы по главе

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Управление вторичными течениями в ступенях нефтяных насосов для снижения их гидроабразивного износа»

Введение

При интенсификации добычи нефти при помощи гидроразрывов пласта или увеличении депрессии [39], помимо роста дебита жидкости усиливается вынос механических примесей [12,27,37,80]. Поэтому при работе погружного насоса в скважине в него может попасть значительно большее количество примесей, чем то, на которое он рассчитан. Это приводит к интенсивному гидроабразивному износу элементов погружного насоса, что является одной из основных проблем в нефтпромысловой промышленности [7]. Известные способы борьбы с выносом механических примесей из пласта [43] малоэффективны при существующих темпах отбора жидкости.

В целом, наличие механических абразивных примесей является наиболее распространенным осложняющим фактором для порядка 40% скважин, а для некоторых месторождений - более 50% осложненных скважин [15].

Отсутствие эффективных способов защиты ступеней погружного насоса, методов проектирования таких ступеней и методик исследования вторичных течений и процесса гидроабразивпого износа определило актуальность и тематику работы.

Цель работы состояла в исследовании и управлении вторичными течениями гидроабразивиой смеси в ступенях погружных насосов для снижения гидроабразивного износа. На основе исследования процесса износа разработаны конструкции ступеней погружного насоса, в которых вторичные течения изменены таким образом, чтобы снизить скорость гидроабразивного износа стаканов направляющих аппаратов не менее, чем в два раза.

В первой главе проведен анализ литературных данных по гидроабразивному износу нефтепромыслового оборудования и эксплуатации скважин в осложненных условиях [6,10,28,62, 70,90] и по методам защиты от механических примесей [38, 56, 57, 59, 68, 88]. С учетом материалов по исследованию гидроабразивного износа и коррозии [11,85,86], проведен анализ процесса гидроабразивного разрушения ступеней погружных насосов. Рассмотрены способы защиты погружных насосов без изменения вторичных течений в ступени и с их изменением. Проведен анализ существующих способов испытаний на гидроабразивный износ и поставлены задачи исследования.

Во второй главе дается обзор экспериментальных и расчетных методик,

использовавшихся при выполнении работы. Проведен анализ факторов, влияющих на скорость гидроабразивного износа, на основании чего разработана методика ускоренного моделирования гидроабразивного износа ступеней, приведено описание стенда, спроектированного для её реализации. Для определения характера вторичных течений разработана методика расчетной визуализации движения жидкости в пазухе под рабочим колесом, позволяющая определить области накопления механических примесей. Для более подробного изучения движения жидкости в пристеночном слое и процесса разрушения поверхности детали разработана методика экспериментальной визуализации турбулентных течений.

В третьей главе проведен анализ гидроабразивного разрушения типовых конструкций насосов. Проведен анализ причин разрушения корпусов направляющих аппаратов - попадание абразивных частиц в полость под рабочим колесом через уплотнение и накопление частиц в этой полости у корпуса направляющего аппарата. Приведена методика расчета скорости гидроабразивного износа межступенчатых уплотнений, позволяющая проводить сравнение уплотнений при гидроабразивном износе. Описан способ изменения вторичных течений через межступенчатое уплотнение, позволяющий снизить скорость гидроабразпвного износа уплотнений и уменьшить количество абразивных частиц, попадающих в полость под рабочим колесом. На основе способа разработана и испытана конструкция ступени погружного насоса, в которой скорость износа уплотнений снижена в два раза, а скорость износа стакана направляющего аппарата в семь раз.

В четвертой главе проведено исследование вторичных течений в пазухе между рабочим колесом и направляющим аппаратом и описан способ управления вторичными течениями при помощи размещения профилированных выступов на верхнем диске направляющего аппарата. Приведены расчеты нескольких конструкций выступов, выбрана рациональная конструкция, которая была применена для трех типов серийных ступеней насоса. Приведены результаты экспериментальной проверки эффективности способа на примере трех ступеней, показавшие, что скорость гидроабразпвного износа корпусов направляющих аппаратов при изменении вторичных г. ечений можно снизить в 4-30 раз.

(

1 Гидроабразивный износ погружных насосов

1.1 Механизм гидроабразивного износа

Гидроабразивный износ - изменение размеров, формы, массы или состояния поверхности материала под воздействием абразивных частиц в потоке жидкости. Это распространенное явление во многих отраслях техники, которое характерно для всех типов лопастных насосов, работающих при перекачке сред с абразивными частицами [84], в особенности для машин, перекачивающих гидросмеси с большим содержанием примесей, таких как грунтовые, песковые и шламовые насосы [20], для лопастных винтов судов и турбин [65] Вопросам проектирования таких насосов посвящены многие работы [21, 29, 30, 66, 71, 79, 83, 89], и их конструкции изначально рассчитаны на интенсивное воздействие гидроабразивного износа, а их эксплуатация предполагает периодические ремонты и замену изнашиваемых частей. При этом многие насосы, изначально не предназначенные для перекачки абразивных смесей, не могут длительное время работать в условиях интенсивного гидроабразивного износа [93]. В частности это касается погружных нефтяных насосов [25,87]. С учетом того, что затраты на остановку, подъем, ремонт и повторный спуск прогружного насоса зачастую превышают себестоимость самого насоса, увеличение наработки насоса дает существенный экономический эффект.

Механизм гидроабразивного износа можно разделить на несколько процессов. При ударе абразивной частицы о поверхность детали под углом близким к нормали возможна деформация металла, если сила удара больше предела текучести металла [84]. На поверхности детали образуется вмятина, пластически выдавленный металл образует наплыв вокруг вмятины. Последующие удары частиц образуют новые вмятины и перемещают наплывы. В итоге на металл оказывается знакопеременное воздействие, приводящее к усталостному разрушению.

Кроме этого абразивные частицы могут воздействовать на поверхность детали как резец, снимающий стружку [89]. Износ, вызванный одной частицей малозначителен, но при перекачке пластовых жидкостей с большим количеством примесей происходит многократное воздействие частиц на металл насоса, и с высокой скоростью гидроабразивного износа.

Проблема гидроабразивного износа проявляется в проточных каналах ступеней насосов, в межступенчатых уплотнениях и особенно часто для корпусов направляющих аппаратов. На рис. 1.1 слева показан разрез направляющего аппарата после эксплуатации в скважине. На стыке верхнего диска и корпуса аппарата наблюдается образование канавки (выделена стрелкой), которая со временем эксплуатации углубляется и может привести к сквозным разрушениям корпуса насоса (тот же рисунок, справа). Пунктирной линией показан изначальный контур направляющего аппарата.

Этот вид разрушения появляется в замкнутой полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом, которая не относится к основной проточной полости ступени. На рис. 1.2 стрелками показано направление основного потока жидкости в ступени погружного насоса. Красным цветом выделена полость между рабочим колесом и направляющим аппаратом, в которой происходит основной износ. Из рисунка видно, что основной поток жидкости не должен попадать в эту полость. Обозначим течение жидкости в этой полости, не относящееся к основному потоку, как вторичные течения, наличие и характер которых и вызывают интенсивный гидроабразивный износ корпуса направляющего аппарата.

Рис. 1.1. Типовые примеры гидроабразивного износа корпуса направляющего аппарата (слева) и корпуса насоса (справа)

Разрушение корпуса насоса способно вызвать расчленение установки и полет её нижней части в скважину. Это вызывает длительную остановку работы скважины для устранения последствия аварии или её закрытие.

Кроме этого гидроабразивный износ межступенчатых уплотнений, также вызванный вторичными течениями, приводит к деградации напора ступеней (рис. 1.3).

Корпус направляющего аппарата

Рис. 1.2. Направление потока жидкости в проточных каналах ступени погружного насоса. Красным показана полость, в которой появляются вторичные течения

При значительном износе уплотнений, создаваемого насосом напора может быть недостаточно для обеспечения постоянного расхода жидкости, в некоторых случаях напор изношенного насоса недостаточен для подъема жидкости до поверхности, что является отказом насосной установки.

При рассмотрении проблемы гидроабразивного износа необходимо учитывать стойкость материала деталей ступени к гидроабразивному износу и коррозии. Наличие коррозионных веществ в жидкости многократно ускоряет процесс гидроабразивного разрушения ступеней насоса [95], так как при работе насоса поверхностные слои металла реагируют с коррозионными веществами в перекачиваемой жидкости. При этом на поверхности металла образуется пленка, которая в большинстве случаев менее прочная, чем основной металл, вследствие чего абразивные частицы разрушают верхние слои металла. После снятия верхних слоев начинают взаимодействовать с агрессивной жидкостью следующие слои металла, и процесс повторяется.

В качестве основных материалов для рабочих ступеней нефтяных насосов в настоящее время используются [31-34,81]:

- серый чугун;

- высоколегированный чугун - нирезист;

Расход, мЗ/сут

Рис. 1.3. Типичный пример деградации напорно-расходной характеристики ступени насоса вследствие гидроабразивного износа: 1 - новая ступень ВНН5-20, 2 - изношенная ступень ВНН5-20

- высоколегированная литая сталь - ВНЛ;

- железографитовый порошковый композит;

- высоколегированные порошковые стали;

- низколегированные порошковые стали.

Нелегированные материалы используются для подъема неагрессивных пластовых жидкостей. Они имеют низкую коррозионную стойкость [75]. Высоколегированные материалы имеют повышенную коррозионную стойкость, образуя прочные пленки при взаимодействии с агрессивной средой, и могут быть использованы для перекачки жидкости с высокой коррозионной активностью [60].

Использование материалов с более высокой коррозионной и гидроабразивной стойкостью зачастую ограничивается стоимостью конечных изделий и использование корозионностойких исполнений насосов приводит к снижению рентабельности нефтедобычи. Особенно важен выбор

материала для ступеней насоса, изготовленных методами порошковой металлургии, так как из-за особенностей производства, такие ступени имеют более высокую себестоимость. Применение ступеней, изготовленных методами порошковой металлургии оправдано, так как из-за более низкой шероховатости проточных каналов они имеют сравнительно высокий КПД. Но такие ступени изготавливаются в основном из нелегированных материалов, поэтому не обладают высокой стойкостью к гидроабразивному износу, особенно при дополнительном воздействии коррозии, что приводит к массовым отказам таких насосов из-за гидроабразивного износа.

Дополнительным осложняющим фактором является то, что в российской практике принято оценивать только концентрацию взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой жидкости, соответственно подбор погружного оборудования производится, исходя из этого параметра [24,26]. Такая оценка не эффективна для абразивных примесей в используемых в настоящее время скважинах, так как кроме увеличения концентрации примесей, возможно увеличение твердости (выше 5 баллов по Моосу) и размера частиц [23], а также попадание пропанта в добываемую жидкость. Более полно влияние параметров абразивных примесей учитывается в формуле расчета абразивности среды [92]:

AI = 0.3(%частиц меньше 0.25 мм) + 10 • (1 - К0) + 10 • (1 - Ка) + +0.25(%иераств. в кислоте остатка) + 0.25(%кварца),

где, К0 - коэффициент округлости по API (American Petroleum Institute); Ks - коэффициент сферичности no API.

Применение этой формулы ограничивается неполными данными по выносимым механическим примесям и нежелание нефтяных команий отказываться от простой методики подбора по КВЧ. С учетом того, что нет единой методики оценки абразивности механических примесей, подбор погружных насосов зачастую производится неправильно, что приводит к преждевременным отказам. Большая часть погружных насосов, работающих на месторождениях России, подобрана по критерию КВЧ в базовом, а не в износостойком исполнении. При перекачке жидкости, содержащей абразивные частицы, например вследствие гидроразрыва

пластов, ресурс насосов базового исполнения сравнительно мал (для некоторых месторождений 200-300 суток). При этом использование износостойких модификаций насоса не всегда позволяет увеличить наработку на отказ, так как проблема гидроабразивного износа корпусов направляющих аппаратов одинакова для всех исполнений насосов.

При оценке интенсивности гидроабразивного износа необходимо учитывать частоту вращения вала насоса [95]. В последнее время выпускается большое количество насосов с увеличенной частотой вращения ротора [45]. С одной стороны данное изменение значительно снижает металлоемкость насоса [9], с другой - уменьшается ресурс некоторых узлов и требуется использование износостойких модификаций. Зависимость скорости гидроабразивного износа от частоты вращения вала степенная, с показателем степени, по различным данным, от 3 до 5 [20,84,95]. Учитывая то, что надежность корпусов направляющих аппаратов и межступенчатых уплотнений не всегда достаточна при работе на наиболее часто используемой частоте вращения 2910 об/мин, при увеличении частоты вращения ресурс насоса ещё более снижается. Поэтому необходима модернизации конструкции ступеней насоса для повышения их гидроабразивной стойкости.

1.2 Недостатки типовых износостойких конструкций насосов

Производители погружных насосов зачастую не приводят информацию о способах защиты погружного оборудования от механических примесей, указывая только предельно допустимое содержание взвешенных частиц для различных исполнений насосов [31-34,81]. Необходимая информация может быть получена из немногих опубликованных статей и патентов, а также результатов промысловой эксплуатации оборудования [5, 15]. При этом наиболее быстрым способом сравнения конструкций насосов являются стендовые испытания, в которых можно исследовать механизм гидроабразивного разрушения насосной установки в зависимости от отдельных факторов.

Двумя основными способами увеличения наработки насоса при выносе механических примесей являются фильтрация или сепарация примесей до попадания в насос (рис. 1.4) , либо изменение конструкции и материалов

насоса для увеличения допустимого содержания механических примесей.

В РГУ им. Губкина проведено сравнение эффективности сепараторов примесей по качеству сепарации [72]. У большинства устройств заявлен рабочий диапазон подач и показаны коэффициенты сепарации, но нет данных о износостойкости устройств. Наиболее эффективная сепарация частиц достижима при использовании устройств с вращающимся ротором, основанным на принципе центробежных сил [42, 72]. При этом такие устройства подобны газосепараторам конструкции Ляпкова [16-18] и имеют схожие проблемы, в частности, склонность к сквозному гидроабразивному разрушению корпуса (рис. 1.5).

Рис. 1-4■ Схема погружного сепаратора механических примесей BEDA Сендкат

Эффективность сепараторов примесей определяется коэффициентом сепарации устройства. У большинства сепараторов он находится на уровне 0,8. 20% частиц в таком случае попадают в основной насос и вызвают его

нкт

эцн

Рис. 1.5. Изношенные детали погружного сепаратора механических примесей после 34 суток эксплуатации

разрушение. Кроме этого использование как сепараторов примесей, так и фильтров приводит к накоплению мехаических примесей в скважине до входа в насос, что может привести к снижению дебита установки. Для достижения максимальных наработок установки необходимо увеличивать износостойкость самого насоса, чтобы было возможно прокачивать механические примеси через него.

Основным элементом погружного насоса являются ступени. Они же являются одним из самых уязвимых элементов при гидроабразивном износе. По результатах промысловой эксплуатации ЭЦН можно выделить несколько основных зон разрушения ступеней от воздействия абразивных частиц:

1) осевые опоры ступеней;

2) корпуса направляющих аппаратов;

3) межступенчатые уплотнения.

Необходимо отметить, что все эти виды разрушений протекают вне зоны течения основного потока жидкости, а именно в полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом, и поэтому вызваны вторичными течениями.

Износ осевых опор ступеней изучен и опысывается достаточно просто. На рабочие колеса лопастных насосов во время работы действует сила, действующая в осевом направлении, вызванная разностью давления жидкости на верхний и нижний диск рабочего колеса [41,69]. В осевые опоры ступени за счет вторичных течений попадают абразивные примеси, которые зажимаются между шайбой рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, что приводит к износу шайбы и бурта. Проблема износа осевых опор ступеней характерна только для насосов плавающей сборки и

решается использованием износостойких осевых опор ступени, либо заменой конструкции насоса на компрессионную или пакетную. Так как рабочее колесо перестает прижиматься к направляющему аппарату, износ осевых опор не наблюдается.

Необходимо отметить, что вторичные течения в насосе могут зависеть от конструктивных особенностей насоса. Поэтому приведено описание типовых конструкций насосов [3], отличающихся способом передачи осевой силы от ротора к статору, и характера их гидроабразивного износа:

- плавающее исполнение;

- компрессионное исполнение;

- пакетное исполнение (компрессионно-модульное).

Основной поток жидкости в этих насосах, сделанных на базе одинаковых ступеней, практически не отличается, но могут быть существенные различия во вторичных течениях, приводящие к разному характеру износа.

Плавающее исполнение является базовым, так как оно наиболее просто в изготовлении и монтаже (рис. 1.6). Рабочие колеса могут свободно перемещаться по валу, каждая ступень имеет индивидуальные осевые подшипники, которые одновременно являются межступенчатыми уплотнениями [98]. Основной недостаток насосов плавающего исполнения в том, что для снижения коэффициента трения и повышения КПД насоса используются такие материалы осевых опор как текстолит или карбонит. При работе насосной установки с жидкостью без механических примесей, насос плавающего исполнения способен работать в течении продолжительного периода времени, заведомо превышающего гарантийный срок. Наработка насоса при появлении абразивных частиц в пластовой жидкости обычно определяется ресурсом осевых опор ступени, который при использовании указанных выше материалов достаточно мал. После полного износа осевых опор начинается касание металла рабочих колес о металл направляющих аппаратов, что вызывает увеличение потребляемой мощности и повышенный нагрев. Данные факторы зачастую приводят к отказу всей насосной установки. Плюсом этого исполнения является то, что при износе осевых опор рабочее колесо опускается вниз, тем самым перекрывая зазор между рабочим колесом и направляющим аппаратом в нижней части ступени, но при этом увеличивается зазор в верхней части.

Существуют ступени погружных насосов центробежно-вихревого типа [4,

54,55], у которых осевая сила меньше, чем у центробежных, поэтому меньше износ осевых опор, и зазоры в межступенчатом уплотнении практически не изменяются при износе. Также известны способы уменьшения осевой силы центробежных ступеней за счет разгрузочных отверстий [26], но эти решения не устраняют проблему износа полностью. При работе таких насосов на подачах, больших оптимальной подачи, рабочее колесо может переместиться в верхнее положение, вследствие чего увеличивается зазор в межступенчатом уплотнении в полости под рабочим колесом. Как следствие большая часть механических примесей попадает в эту полость. Это приводит к повышению скорости износа корпуса направляющего аппарата.

Если осевые опоры ступени изготавливаются из износостойких материалов, например на основе карбидов вольфрама или кремния, ресурс установки значительно увеличивается, но также увеличивается и стоимость насоса. Известен опыт использования резиновых осевых опор ступени [8], но при этом возникают проблемы с подбором марки резины под конкретные скважины. Это обусловлено тем, что при взаимодействии с пластовой жидкостью резима может изменть свой объем. Использование маслобезностойких резин решает проблему в некоторых скважинах, но с учетом того, что состав пластовой жидкости на каждом месторождении практически уникален, подбор марки резины становится трудоемким. Кроме этого при использовании резиновых шайб в рабочих колесах более интенсивно изнашивается бурт направляющего аппарата.

Проблему трения рабочих колес о направляющие аппараты решают при помощи использования компрессионной или пакетной схемы сборки насосов. Рабочие колеса компрессионного типа стягиваются в один пакет на валу и жестко скрепляются с ним. При сборке модулей погружной установки выдерживаются малые зазоры между валами модулей и регулируются положения валов с рабочими колесами относительно статора насоса при помощи операции шимсования (подбора регулировочных шайб). Для правильной сборки такого насоса требуется значительно уменьшить допуск на монтажную высоту ступеней, что увеличивает стоимость обработки. Вся осевая сила от рабочих колес через валы насосных секций передаются на осевой подшипник, расположенный в гидрозащите. В некоторых случаях осевая нагрузка достигает нескольких десятков килоныотонов, поэтому существуют ограничения по максимальному количеству ступеней в одном

Рис. 1.6. Слева -- пакетного

подшипниковый узел насоса плавающего исполнения, справа

Направляющий ппарат

Рабочее

Осевая опора ступени

Радиальный подшипник

Осевая опора пакетной сборки

насосе, заданные максимально допустимой нагрузкой на осевой подшипник гидрозащиты. При работе насоса на малых подачах возможны перегрузка и износ подшипника гидрозащиты.

Использование пакетного типа сборки ступеней позволяет передавать осевую силу от ступеней на износостойкие осевые опоры, расположенные внутри насоса, и через них на корпус насоса. За счет этого не допускается изменение положения рабочих колес вследствие износа, а также снижается нагрузка на осевой подшипник гидрозащиты в сравнении с компрессионной схемой сборки. Вариаций подобного исполнения насоса несколько, основные отличия в осевых опорах (материал, количество, расположение). Основные преимущества данного исполнения перед компрессионным - снижение осевой нагрузки на гидрозащиту и возможность восприятия осевой силы, направленной от ступеней вверх, осевой опорой, расположенной в каждом пакете ступеней. Недостаток пакетного типа насоса - в увеличении стоимости материалов насоса, так как используются дорогостоящие износостойкие осевые опоры, а также размещение опор внутри потока жидкости с

примесями. Это приводит к постепенному износу опор.

Большинство производителей погружных насосов предлагают насосы компрессионного или пакетного исполнения для наиболее сложных условий эксплуатации, осложненных механическими примесями, что в большинстве случаев при работе в штатных режимах устраняет проблемы износа осевых подшипников ступени. Но у этих типов насосов при эксплуатации и износе увеличивается зазор в межступенчатом уплотнении, что увеличивает объем утечек и количество механических примесей, попадающих в полость под рабочим колесом. В итоге гидроабразивиый износ корпусов направляющих аппаратов наблюдается для всех вышеперечисленных типов сборки ступеней насосов и эта проблема не решается изменением типа насоса на одно из известных.

Известны способы изменения вторичных течений в полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом, позволяющие снизить скорость гидроабразивного износа корпуса направляющего аппарата. В частности, это размещение отверстий на верхнем диске направляющего аппарата, через которые абразивные примеси, попавшие в полость, могут быть вынесены в основной поток (рис. 1.7). Недостатком этого решения является снижение напора, развиваемого ступенью вследствие дополнительных утечек через отверстия.

Кроме этого известны следующие способы защиты ступеней лопастных насосов от гидроабразивного износа [20,36,63,64]:

- вставка износостойких колец в уплотнения;

- нанесение покрытий на поверхность направляющих аппаратов;

- использование ступеней с увеличенным сечением проточных каналов (рис. 1.8, 1.9);

- защитные ребра в полости под рабочим колесом [97,99];

За счет увеличения проходных сечений проточной полости ступеней (без изменения номинальной подачи ступени) снижается гидроабразивный износ основной проточной полости, так как уменьшается скорость движения жидкости, но при этом увеличивается стоимость и размеры насоса. Скорость износа корпусов аппаратов и межступенчатых уплотнений остается на прежнем уровне. Известен способ [96] (рис. 1.8), позволяющий замедлить скорость износа направляющих аппаратов за счет переноса износа на защитные ребра. Абразивные частицы, попавшие в полость под рабочим

Рис. 1.7. Схема ступени с отверстиями в верхнем диске направляющего аппарата для удаления абразивных частиц из полости под рабочим колесом

PSS (Particle Swirl Suppression) технология снижает абразивный износ ступеней

Улучшенные напорные характеристики и КПД

ступеней

Увеличенная площадь проходных сечений

Рис. 1.8. Ступень с радиальными ребрами на верхнем диске направляющего аппарата (технология РвБ)

колесом, перемещаются под воздействием дискового трения от ротора насоса. В процессе движения они ударяются об радиально расположенные ребра и теряют кинетическую энергию. Разрушение корпуса направляющего аппарата начинается только после износа защитных ребер. Этот способ увеличивает ресурс корпуса аппарата на 30-40% до полного износа ребер (описание этого процесса дается в Главе 4), чего недостаточно для скважинной эксплуатации в осложненных условиях. При этом геометрия ребер в известных конструкциях не оптимизирована, что оставляет возможность для улучшения данной технологии.

SSD 1:3

Рис. 1.9. Особенности износостойкого исполнения насосов Superpump производства Baker Huges

Альтернативным способом защиты ступеней погружных насосов является нанесение защитных покрытий на их поверхность без изменения течения жидкости через насос. Эффективность покрытий зависит от используемых материалов и технологии нанесения и может поднять стойкость с гидроабразивному износу на порядок (рис. 1.10). Однако себестоимость покрытий, имеющих хорошую износостойкость, достаточно высокая и превышает себестоимость самих ступеней, поэтому их применение нерентабельно.

Согласно [95] для защиты деталей от гидроабразивного износа рекомендуется использование покрытий из твердых спавов, к примеру марок ВК, причем толщина таких покрытий должна быть не менее 0,8 мм. Твердые сплавы использовать в качестве основного материала или покрытий погружных нефтяных насосов, особенно малодебитных, наиболее распространенных в Российской Федерации, в настоящее время нецелесообразно по причине высокой стоимости, и такое решение может быть использовано только для высокодебитных насосов.

Достаточно простым способом уменьшения скорости износа является уменьшение диаметра рабочих колес насоса. Подобное решение используется

SUPERPUMP 1:1

Износостойкий подшипник в каждой ступени

Увеличенное сечение проточных каналов

100 9С BC

ЛИ

5С К 4С

эс

2С 1С Н

о

II ARMOR X

UN-Resist

Без покрытия

Рис. 1.10. Сравнение детали с покрытием Armor X с исходной деталью. Стрелками показана зона гидроабразивного износа

в насосах АКМ-80 и малодебитных насосах ЗАО "Новомет-Пермь". Главным недостатком решение является ухудшение характеристик насоса, таких как напорность для рабочих колес. Для компенсации напорности данные насосы работают на высоких частотах вращения, что негативно влияет на надежность установки. При этом скорость гидроабразивного износа увеличивается настолько, что преимущество от малого диаметра рабочих колес сходит на нет.

1.3 Методики ресурсных испытаний

Одной из основных проблем при разработке нового оборудования является прогноз его ресурса и стойкости к гидроабразивному износу. Методики оценки ресурса оборудования по результатам промысловой эксплуатации достоверны при презентативных выборках [74], но для них требуется реальная эксплуатация оборудования, и накопление информации для анализа может происходит в течение продолжительного периода времени. Данный способ неэффективен при анализе нового проектируемого оборудования.

Оценку ресура узлов можно проводить на основе расчетов скорости

износа и допустимой величины износа деталей насоса. Многие исследования посвящены проблемам оценки скорости гидроабразивного износа тех или иных элементов гидромашин [20,84,93] или ресурса элементов погружного насоса [35]. Эти методики учитывают основные факторы, влияющие на скорость износа, такие как: твердость и размер абразивных частиц, их форму, скорость течения жидкости, форму проточной полости, материал насоса. На скорость гидроабразивного износа значительное воздействие оказывает агрессивность среды и содержание газа в жидкости. Особого внимания заслуживает методика расчета скорости гидроабразивного износа, предложенная Д.Х.Гюличем [95]. В ней наиболее полно учитываются факторы, влияющие па скорость износа. В первую очередь учитываются параметры абразивных частиц, такие как размер, твердость и форма, учитывается твердость разрушаемого материала. При этом в работах В.В. Фомина [84] кроме твердости учитывается ударная вязкость и коррозионная стойкость материала.

Скорость гидроабразивиого износа неравномерна в различных частях проточной полости насоса, поэтому необходимы эмпирически полученные коэффициенты формы, которые определяют относительную скорость износа той или иной части насоса. Эти коэффициенты приведены только для центробежных насосов [95], и в большинстве случаев их нельзя распространить на центробежно-вихревые или центробежпо-осевые насосы [3, 54, 55], применяемые для добычи нефти. Поэтому необходим ряд экспериментов, моделирующих гидроабразивный износ погружных насосв, а именно - их ступеней. Необходимо отметить, что скорость износа деталей насоса будет изменяться при изменении формы этих деталей вследствие износа, что не учитывается ни в одной известной методике.

Одним из наиболее значимых факторов для расчета гидроабразивного износа является скорость течения жидкости в заданной части проточной полости. Точных методик расчета скорости движения жидкости при постоянно изменяющейся геометрии проточной части не разработано, существуют лишь ряд приближенных. Численные методы расчета также не дают высокой точности вычислений [22,48]. Экспериментальное измерение скоростей затруднено по причине сравнительно малых размеров ступеней погружных насосов. Это приводит к тому, что лучшую точность при оценке скорости гидроабразивного износа можно получить при натурных

испытаниях.

Применительно к погружным насосам разработаны методики экспериментального исследования работы ступеней в среде, содержащей механические примеси, позволяющие сравнивать конструкции ступеней [14, 52, 58, 75, 76], но нет данных о возможности производить расчеты скорости гидроабразивного износа ступеней и прогнозировать их ресурс. Кроме этого, известны конструкции стендов частично моделирующие гидроабразивный износ [1,2,53].

Разработаны методы экспериментального исследования движения потока жидкости в каналах центробежных насосов при помощи высокоскоростной съемки, а также метод исследования потока при помощи краски, нанесенной на поверхности проточных каналов [22]. На основании данных методов можно косвенно оценить скорость разрушения деталей насоса под воздействием абразивных частиц, выявить наиболее опасные зоны, приближенно оценить характер вторичных течений. Данные методы при этом обладают некоторыми недостатками. При исследовании потока жидкости при помощи краски на поверхности проточных каналов возможно оценить только относительную скорость движения жидкости в различных зонах проточного канала без возможности оценки износа.

Существует экспериментальная методика оценки износа направляющих аппаратов нефтяных насосов в агрессивной среде с механическими примесями [75], заключающаяся в перекачке насосом раствора соляной кислоты (до 3%) с добавлением кварцевого песка (частицы около 300 мкм). Она позволяет сравнить материалы ступеней насосов при совместном воздействии коррозии и абразивного износа и воспроизводит работу насоса в скважинах с сильным коррозионным воздействием. Недостатками этой методики является продолжительность проведения испытаний и использование только двух ступеней насоса при испытании, причем износ оценивается по первой ступени, между тем, при испытаниях на износ насосов, состоящих из большего числа ступеней, выявлено, что коррозионно-абразивный износ большинства ступеней практически одинаков, за исключением первой ступени, которая работает в ином режиме. Время испытаний различных образцов по данной методике может отличаться, что с учетом нелинейной зависимости скорости износа от времени может привести к неточности измерений.

Приведенные методики позволяют оценить скорость износа ряда элементов погружного насоса. Но они не позволяют оценить характер вторичных течений в проточной полости насоса и не позволяют исследовать причины гидроабразивного износа. При этом недостаточно данных об износе межступенчатых уплотнений насоса при длительных наработках и влиянии этого износа на вторичные течения, нет методики экспериментального моделирования разрушения корпуса направляющего аппарата за приемлемое время, продолжительность испытаний составляет сотни часов. Для полного анализа механизма разрушения ступеней насоса во всех режимах работы необходима разработка методики ускоренного моделирования гидроабразивного износа и методики исследования вторичных течений в проточных полостях погружных насосов.

1.4 Постановка задачи исследования

Проблема гидроабразивного износа является одной их основных причин отказов погружных насосных установок. Известные износостойкие конструкции насосов не обеспечивают надежной работы погружных насосных установок из-за гидроабразивного износа корпусов направляющих аппаратов. Замена материла ступеней или использование износостойких покрытий позволяет снизить скорость износа, но при этом значительно увеличивается себестоимость насоса. Изменение вторичных течений в проточной полости насоса потенциально может снизить скорость гидроабразивного износа в несколько раз, поэтому является эффективным методом увеличения ресурса погружных насосов при перекачке жидкости с механическими примесями.

Основной целью данной работы является снижение скорости гидроабразивного износа ступеней погружного насоса путем управления вторичными течениями гидроабразивной смеси.

Для достижения этой цели необходимо разработать экспериментальные и расчетные методы моделирования скважинных условий, исследовать вторичные течения в ступенях и механизм гидроабразивного износа ступеней и влияние эксплуатационных факторов на него. Кроме этого необходимо проведение исследований износа серийных конструкций насосов для выявления недостатков существующих конструкций. После этого

на основе полученных данных разработать износостойкие ступени с измененными вторичными течениями. Наработка погружных насосов заявлена производителем по требованиям потребителей - 2 года [82]. Тем не менее реальные наработки насосов находятся на уровне одного года. Поэтому небходимо увеличить ресурс корпусов направляющих аппаратов не менее, чем в два раза, чтобы обеспечить достаточную наработку погружных насосов.

На основании материалов главы поставлены задачи исследования:

1. Моделирование вторичных течений гидроабразивной смеси в полости между рабочим колесом и направлшяющим аппаратом.

2. Экспериментальное исследование течения гидроабразивной смеси в пограничных слоях.

3. Управление вторичными течениями жидкости в ступени путем изменения геометрии полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом.

4. Разработка методики стендового моделирования гидроабразивного разрушения ступеней погружных нефтяных насосов

2 Методики исследований вторичных течений в ступенях насоса

2.1 Методика стендового моделирования

гидроабразивного износа ступеней погружных насосов

В рабочих колесах ступеней, как правило, разрушается верхний диск в месте поворота потока с осевого направления на радиальное (рис. 2.1). В направляющих аппаратах, в первую очередь, разрушается корпус в зоне под рабочим колесом а также верхняя часть корпуса около входа потока в следующий направляющий аппарат. Во этих случаях возможно появление сквозных отверстий. Таким образом, методику моделирования гидроабразивного износа можно считать достаточно полно моделирующей скважшшые условия, если при испытаниях появятся сквозные отверстия, в местах, показанных на рис. 2.1.

Направляющий аппарат

Износ в месте поворота потока

Рабочее колесо

Износ корпуса направляющего аппарата

Рис. 2.1. Зоны ступени, наиболее подверженные гидроабразивпому разрушению

При разработке методики ускоренных испытаний, в первую очередь учитивались факторы согласно [84,95]:

(2.1)

где, Я - размер абразивных частиц,

р - плотность примесей,

На - твердость детали,

Нс - твердость абразивных частиц,

С - концентрация абразивных частиц в растворе,

К - коррозионная активность среды,

ш - частота вращения вала насоса.

Необходимо отметить, что для ряда факторов при испытаниях наложены ограничения. К примеру, концентрация абразивных примесей задана 1% мае. из-за ограничений стендов. При большей концентрации начиналось осаждение примесей в трубопроводах, и предельная концентрация примесей в ступенях насоса не увеличивалась. При этом известна линейная зависимость гидроабразивного износа от концентрации механических примесей [84, 95], поэтому существенного увеличения скорости износа при увеличении концентрации абразивного материала нет. В ходе разработки методики испытаний воздействие прочих факторов последовательно увеличивалось и оценивалось их влияние на скорость гидроабразивного износа (подробнее ход экспериментов описан в [49,51].

Плотность, размер и твердость абразивных частиц были также ограничены. Использовался кварцевый песок (р = 2650 кг/м3, Я = 500..1900 мкм, рис.2.2, Нпеска = 65 НЫС). Для оценки возможности увеличения скорости износа при изменении этих параметров был проведен эксперимент с частицами осколочного релита (р = 15800 кг/м3, И, = 1000.. 2000 мкм, Нрелита = 90 НЯС), в результате которого в насосе разрушались твердосплавные осевые и радиальные подшипники ступеней, что при эксплуатации обычно не наблюдается. В итоге размер частиц для проведения испытаний был ограницен 1000 мкм, так как вероятность появления в скважине частиц большего размера мала, и существенной прибавки скорости износа при увеличении размера частиц не происходит.

Для оценки влияния размера частиц на скорость износа были проведены экспериметны по моделированию гидроабразивного износа с частицами размером 400-1000 мкм (рис.2.3) и 20-30 мкм (рис.2.4). В обоих экспериментах концентрация примесей была задана на уровне 10 г/л.

Испытание проводилось на насосной секции ВНН5А-124 плавающего исполнения, состоящей из 10 ступеней, через которую прокачивалась

0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 1 1.1 1.2 1 3 1 4 1 5 1 6 1.7 1 8 1 9

Диаметр частиц, мм

Рис. 2.2. Гранулометрический состав песка наиболее крупной фракции, использовавшегося для испытаний

гидроабразивная смесь указанного выше состава. Каждый час насосная секция разбиралась и проводились измерения износа ступеней (по изменению линейных размеров). Скорость износа, вызванная вторичными течениями, отличалась на порядок при том же содержании примесей и одинаковой твердости частиц.

Кроме этого установлено, что наличие мелкого кварцевого песка (2030 мкм) практически не влияет на скорость гидроабразивного износа корпуса направляющего аппарата. Причиной подобного отличия при работе с песком разного гранулометрического состава является различный характер движения частиц в потоке. Мелкие частицы увлекаются потоком и проходят сквозь насосную установку. Крупные частицы сепарируются внутри ступеней насоса в зонах повышенного вихреобразования и поворота потока и разрушают ступени. В следствие этого ускоренное моделирование гидроабразивного износа возможно только при том размере частиц, которые могут сепарироваться внутри насосной установки, отделяясь от основного потока. Поэтому для ускоренного моделирования гидроабразивного износа далее использовался кварцевый песок с размером абразивных частиц более

50 45 40 35

о4-

_5 30 £

Заключение диссертации по теме «Механика жидкости, газа и плазмы», Островский, Виктор Георгиевич

4.4 Выводы по главе

Изменение вторичных течений в ступенях погружного насоса способно значительно повысить его ресурс и износостойкость. Наиболее эффективным способом снижения скорости износа корпуса направляющего аппарата является перенос абразивных частиц с потоком жидкости в центральную часть ступени за счет размещения на верхнем диске направляющего аппарата выступов криволинейной формы. В главе проведены расчеты вторичных течений в полости под рабочим колесом при различной форме выступов и выбрана та, конструкция при которой наблюдается минимальное вихреобразование. Экспериментально установлена максимальная высота выступов, при которой не изменяются напорно-энергетические характеристики насоса - 1 мм. Проведены эксперименты по сравнению износостойкости базовой конструкции ступеней ЭЦН5А-225, ВНН5-79 и ВНН5-25 и измененных, при этом получено уменьшение скорости износа корпуса направляющего аппарата при изменении вторичных течений в 4-30 раз. Кроме этого уменьшена скорость износа верхнего диска направляющего аппарата.

Заключение

1. Впервые в стендовых условиях смоделирован гидроабразивный износ корпусов направляющего аппарата ступени.

2. Изучена структура вторичных течений и уточнен механизм гидроабразивного разрушения корпусов направляющих аппаратов -накопление абразивных частиц в полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом.

3. Разработан способ управления вторичными течениями в полости между рабочим колесом и направляющим аппаратом, позволяющий снизить скорость гидроабразивного износа корпусов направляющих аппаратов путем удаления абразивных частиц из зоны, максимального износа.

4. Изменены вторичные течения в ступенях ЭЦН5А-225Э, ВНН5-25, ВНН5-79 плавающего исполнения, за счет размещения профилированных выступов на верхнем диске направляющего аппарата, что позволило снизить скорость износа и увеличить ресурс стаканов направляющих аппаратов от 4 до 30 раз жения

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Островский, Виктор Георгиевич, 2013 год

Список литературы

1. А. с. 1071802 СССР, F 04 В 51/00 Стенд для испытания насосов / Герасимов B.C., Городецкий Б.М., Чернышев В.Г., Яковлев Н.П., опубл.15.10.1982

2. А. с. 1521918 СССР, F 04 D 15/00 Стенд для испытаний газосепараторов / Дроздов А.Н., Васильев М.Р., Варченко И.В. и др., заявл. 25.08.1987, опубл. 15.11.1989, Б.И. №42.1

3. Агеев Ш.Р. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение / Ш.Р. Агеев, Е.Е. Григорян, Г.П. Макиенко. -Энциклопедический справочник. - Пермь: Пресс-Мастер, 2007. - 645 с.

4. Агеев Ш.Р. Высоконадежные центробежные установки для добычи нефти в осложненных условиях / Ш.Р. Агеев, П. Куприн, М.Ю. Мельников, О.М. Перельман, С.Н. Пещеренко, А.И. Рабинович // Бурение и нефть, 2006. - № 4.

5. Афнасьев А. Борьба с мехпримесями на Ван-Ёгане / А. Афанасьев // Нефтегазовая Вертикаль, 2010. - №11. - С. 76-82.

6. Алескеров С.С. Эксплуатация скважин в осложненных условиях / С.С. Алескеров, Б.И. Алибеков, С.М. Алиев и др. - М.: Недра, 1971. - 199 с.

7. Бирюков В.И. Абразивное изнашивание газопромыслового оборудования / В.И. Бирюков, В.Н. Виноградов, М.М. Мартиросян. - М.:Недра, 1977. - 207 с.

8. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти / A.A. Богданов. - М.: Недра, 1968. - 269 с.

9. Высокооборотные лопаточные насосы / Б.И. Боровский, Н.С. Ершов, Б.В. Овсянников, В.И. Петров, В.Ф. Чебаевский, A.C. Шапиро; под ред. д-ра техн. наук Б.В.Овсянникова и д-ра техн. наук В.Ф.Чебаевского. -М.Машиностроение, 1975. - 336 с.

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

И. Гаркунов Д.Н. Триботехника (износ и безызносность) / Д.Н. Гаркунов.

- Учебник. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МСХА, 2001. -616 е.: ил.

12. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения: Дис. ... кандидата технических наук: 25.00.17 / Генералов Иван Викторович. - Уфа, 2005. - 183 с.

13. Голубев А.И. Лабиринтно-винтовые насосы и уплотнения для агрессивных сред / А.И. Голубев. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1981. - 112 е.: ил.

14. Смирнов Н.И. Новые подходы к повышению ресурса электропогружной установки / Н.И.Смирнов // Инженерная практика, 2012. - № 1. - С.5-9.

15. Девицкий В.Н. Промысловые испытания оборудования в осложненных условиях / В.Н. Девицкий // Инженерная практика, 2011. - №2. - С.90-92

16. Деньгаев A.B. Исследование причин «полетов» газосепараторов в составе УЭЦН / A.B. Деньгаев, А.Н, Дроздов, B.C. Вербицкий // Территория Нефтегаз, 2005. - №11. - С.50-53.

17. Деньгаев A.B. Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО "Юганскнефтегаз"/ A.B. Деньгаев, А.Н Дроздов, B.C. Вербицкий, Д.В. Маркелов и др. // Нефтяное хозяйство, 2006. - №2. - С. 86-89.

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

19. Дразин Ф. Введение в теорию гидродинамической устойчивости / Ф. Дразин; пер. с англ. Г.Г.Цыпкина; под. ред.А.Т.Ильичева. - М: Физматлит, 2005. - 287 с.

20. Животовский Л.С., Смойловская Л.А. Лопастные насосы для абразивных гидросмесей / Л.С. Животовский, Л.А. Смойловская.

- М.: Машиностроение, 1978. - 223 е.: ил.

21. Животовский, JI.С. Техническая механика гидросмесей и грунтовые насосы / JI.C. Животовский, JT.A. Смойловская. - М. : Машиностроение, 1986. - 224 е.: ил.

22. Иванов А.Н. Гидродинамика развитых кавитационных течений / А.Н.Иванов. - Ленинград: Судостроение, 1980. - 240 е.: ил.

23. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. - Уфа: Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. - 302 с.

24. Ивановский В.Н. Нефтегазопромысловое оборудование / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов, И.А. Мерициди, Н.М. Николаев, С.С. Пекин, A.A. Сабиров. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз., 2006. - 720 е.: ил.

25. Ивановский В.Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, A.A. Сабиров, B.C. Каштанов, С.С. Пекин. - М. ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 е.: ил.

26. Ивановский В.Н. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти / В.Н. Ивановский, С.С. Пекин., A.A. Сабиров. - М. ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 256 е.: ил.

27. Казаков Д. П. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта на примере Вынгапуровского месторождения: Дис. ... кандидата технических наук: 25.00.17 / Казаков Дмитрий Петрович. - Уфа, 2010. -111 с.

28. Каплан Л.С. Введение в технологию и технику нефтедобычи / Л.С. Каплан, У.З. Ражетдинов. - Уфа: Конкорд-Инвест, 1995. - 236 с.

29. Карелин В.Я. Изнашивание лопастных насосов / В.Я. Карелин. - М.: Машиностроение, 1983. - 166 с.

30. Карелин В.Я. Износ лопастных гидравлических машин от кавитации и наносов / В.Я. Карелин. - М.Машиностроение, 1970. - 184 с.

31. Каталог оборудования ООО "Производственная компания "Борец"

32. Каталог Baker Huges Centrilift

33. Каталог ЗАО «Новомет-Пермь»

34. Каталог REDA

35. Кожин А. Г. Анализ факторов, влияющих на износ погружного электрооборудования / А.Г. Кожин, И.Г. Соловьев // Вестн. кибернетики. - Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2006. - № 5. — С. 3-9.

36. Красиков А.Н. Материалы и технологии для осложненных условий эксплуатации: Мехпримеси / А.Н, Красиков // Инженерная практика, 2011. - №5. - С. 35-39.

37. Кудрявцев И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей (на примере Самотлорского месторождения) // Автореферат дис. ... кандидата технических наук / Кудрявцев Игорь Анатольевич. - Тюмень, 2004. - 24 с.

38. Ламбин Д.Н. Разработка технологий насосной эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содержанием свободного газа и механических примесей: Автореферат дисс. ... кандидата технических наук: 25.00.17/ Ламбин Дмитрий Николаевич. - М., 2011. - 23 с.

39. Ламбин Д.Н. Сравнительные испытания на износоустойчивость отечественных центробежных газосепараторов / Д.Н. Ламбин, C.B. Свидерский // Нефть, газ и бизнес, 2010. - №4. - С.78-83.

40. Ландау Л.Д. Теоретическая физика: Учеб. пособ.: Для вузов. В 10 т. Т. VI Гидродинамика. 4-е изд., стереот. / Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2001. - 736 с.

41. Ломакин A.A. Центробежные и осевые насосы / A.A. Ломакин A.A. -Ленинград: Машиностроение, 1966. - 364 с.

42. Маркелов Д. В. Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приемных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти: Дисс. ... кандидата технических наук: 05.02.13. - М., 2007. - 118 с.

43. Маслов И.И. Современные методы борьбы с выносом песка из скважин / И.И. Маслов // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 38 с.

44. Никитин Г.А. Щелевые и лабиринтные уплотнения гидроагрегатов / Г. А. Никитин. - М.: Машиностроение, 1982. - 135 с.

45. Островский В.Г. Надежность энергоэффективного оборудования «Новомет» при повышенном содержании механических примесей / В.Г.Островский // Инженерная практика, 2011. - №3. - С.90-93.

46. Островский В.Г. Механизм гидроабразивного износа ступеней нефтяных насосов / В.Г. Островский, М.О. Перельман, С.Н. Пещеренко // Бурение и нефть, 2012. - №10. - С.36-38.

47. Островский В.Г. Моделирование утечек рабочей жидкости в зазоре между рабочим колесом и направляющим аппаратом нефтяного насоса. Тезисы докладов 19-й Всероссийской школы-конференции молодых ученых и студентов "Математическое моделирование в естественных науках"/ В.Г. Островский, М.П.Пещеренко. - Пермь: Российская академия наук; Российский фонд фундаментальных исследований; Пермский край. Министерство промышленности, инноваций и науки; Пермский государственный технический университет; Институт механики сплошных сред, 2010 .— С. 82-83.

48. Островский В.Г. Влияние утечек на рабочие характеристики и надежность нефтяных насосов / В.Г. Островский, С.Н. Пещеренко // Научные исследования и инновации, 2011. - Т. 5. - № 2. - С. 171-176.

49. Островский В.Г. Методика моделирования гидроабразивного износа ступеней нефтяных насосов / В.Г. Островский, С.Н. Пещеренко, A.JI. Каплан // Горное оборудование и электромеханика, 2011. - №12, С. 3842.

50. Островский В.Г. Расчет скорости гидроабразивного износа межступенчатых уплотнений погружного насоса / В.Г. Островский, С.Н. Пещеренко. - Вестник ПНИПУ №4, 2012г. - С.70-75.

51. Островский В.Г. Стендовое моделирование коррозионно-абразивного разрушения направляющих аппаратов нефтяных насосов / В.Г. Островский, С.Н. Пещеренко // Научные исследования и инновации, 2010. - Т.4. 1. - С. 86-88.

52. Пат. 2011011 Российская Федерация, F 04 В 51/00, Стенд для исследования износа проточной части центробежного насоса / Зайцев Г.Н.; опубл. 15.04.1994.

53. Пат. 2075656 Российская Федерация, F 04 D 13/10, F 04 F 5/54, F 04 В 51/00 Способ испытаний гидравлических машин и электродвигателей к ним и стенд для его осуществления / А.Н. Дроздов, JLA. Демьянова. М. заявл. 14.03.1995, опубл. 20.03.1997, Б.И. № 8

54. Пат. 2138691 Российская Федерация, F 04 D 1/06, 31/00 Ступень погружного многоступенчатого насоса, Выдрина И.В., Штенникова Г.А., Семенов Ю.Л., Трегубов Г.С., Трясцын И.П., Перельман О.М., Куприн П.В., Мельников М.Ю., Рабинович А.И., Дорогокупец Г.Л., Иванов O.E., Макаров В.П., Вейнберг С.Р., Пекарников Н.Н„ Дождиков Б.А., Мухамадеев Г.Р., Мельников Д.Ю., Кузнецов В.П., Овсянников С.М., Маслов В.Н., Агеев Ш.Р., Гусин Н.В. заявл. 25.11.1997, опубл. 27.09.1999

55. Пат. 2232297 Российская Федерация, F 04 D 1/06, 13/08 Ступень центробежно-вихревого насоса, Рабинович А.И., Перельман О.М., Мельников М.Ю., Дорогокупец Г.Л., Куприн П.Б., Иванов O.E., Трясцын И.П., Мельников Д.Ю., Маслов В.Н., Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю., Рабинович С.А., заявл. 24.06.2002, опубл. 10.07.2004

56. Пат. 2327866 Российская Федерация, Е 21 В 43/38, Газосепаратор, Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Горохов В.Ю., Перельман О.М., Дорогокупец Г.Л., Иванов O.E., Куприн П.Б., Мельников М.Ю., Перельман М.О., Дружинин Е.Ю. заявл. 22.06.2006, опубл 27.06.2008, Бюл. №18

57. Пат. 2334127 Российская Федерация, F 04 D 13/10, F04D 29/044, Насос центробежный модульный Логинова О.И. заявл. 21.12.2006, опубл.20.09.2008, Бюл. №26

58. Пат. 2371694 Российская Федерация, G 01 M 13/00, Стенд для исследования износа рабочей ступени центробежного насоса Смирнов Н.И., Смирнов H.H., Свидерский C.B., Горланов С.Ф. опубл. 20.11.2007

59. Пат. 2379500 Российская Федерация, Е 21 В 43/38, Абразивостойкий центробежный газосепаратор, Пещеренко С.Н., Пещеренко М.П., Рабинович А.И., Перельман М.О., Дорогокупец Г.Л., Иванов O.E., Куприн П.Б., Мельников М.Ю., Гуркин A.M., Нагиев А.Т., Каплан А.Л. заявл. 03.03.2008, опубл 20.01.2010, Бюл. №2

60. Пат. 2411298 Российская Федерация, Порошковый коррозионно-стойкий материал на основе железа Безматерных Н.В., Кичигина H.A., Артамонов В.И., Ощепков Д.А., Александров В.Г., Рабинович А.И. опубл. 10.02.2011, Бюл. № 4

61. Пат. 2454567 Российская Федерация, Ступень многоступенчатого погружного насоса центробежного типа Островский В.Г., Пещеренко М.П., Пещеренко С.Н., опубл. 27.06.2012, Бюл. №18.

62. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М.Н. Персиянцев М.Н. - М.:Недра-Бизнесцентр, 2000. - 653 е.: ил.

63. Петренко А. Суперизносостойкие УЭЦН / А. Петренко // Нефтегазовая вертикаль, 2010. - №11. - С.84-87.

64. Петренко А. Проект «МРП-700»/ А. Петренко // Инженерная практика, 2011. - №5. - С.74-80.

65. Пирсол И. Кавитация/ И.Пирсол; пер. с англ. Ю.Ф. Журавлева; ред., предисл. и дополи. Л.А.Эпштейна. - М.:Мир, 1975. - 95 с.

66. Попов В.М. Шахтные насосы (теория, расчет и эксплуатация): Справочное пособие / В.М. Попов. - М.: Недра, 1993. - 224 е.: ил.

67. Попов Д.Н., Панаиотти С.С., Рябинин М.В. Гидромеханика: Учебник для вузов / Д.Н. Попов, С.С. Панаиотти, М.В. Рябинин; под ред. Д.Н.Попова. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2002. - 384 е.: ил.

68. Прожега М. В. Разработка методов повышения износостойкости радиальных пар трения скольжения электрических центробежных насосов: дис. ... кандидата технических наук: 05.02.04 / Прожега Максим Васильевич. - М., 2009. - 124 с.

69. Пфлейдерер К. Лопастные машины для жидкостей и газов / К.Пфлейдерер; пер. A.M. Ладогиной; под. ред. В.И. Пликовского. - М.: Машгаз, 1960. - 683 с.

70. Пчелинцев Ю.В. Полеты насосов / Ю.В. Пчелинцев. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - 392 с.

71. Ремонт крупных осевых и центробежных насосов: Справочник / В.Л.Кузнецов, И.В. Кузнецов, P.A. Очилов.-М.: Энергоатомиздат, 1996.

- 240 е.: ил.

72. Сабиров A.A. Стендовые испытания скважинных сепараторов механических примесей / А.А.Сабиров // Инженерная практика, 2011. - - С.150-155.

73. Семенова И.С. Коррозия и защита от коррозии / И.С. Семенова, Г.М. Флорианович, A.B. Хорошилов; под ред. И.В. Сесеновой -М.:ФИЗМАТЛИТ, 2002. - 336 с.

74. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и Pix отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации: Автореферат дис. ... кандидата технических наук / Слепченко Сергей Дмитриевич. - М., 2011. - 22 с.

75. Смирнов Н.И. Научные подходы к повышению надежности УЭЦН / Н.И. Смирнов, H.H. Смирнов, С.Ф. Горланов // Инженерная Практика, 2010.

- №2. - С.14-18.

76. Смирнов Н.И. Научные основы повышения ресурсы УЭЦН для малодебитных скважин / Н.И. Смирнов, H.H. Смирнов, С.Ф. Горланов // Инженерная Практика, 2010. - №7. - С.18-21.

77. Сиегирев А.Ю. Высокопроизводительные вычисления в технической физике. Численное моделирование турбелентных течений / А.Ю. Снегирев; Учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2009. - 143 с.

78. Сорокин Г.М. Коррозионно-механическое изнашивание сталей и сплавов: Учебное пособие / Г.М. Сорокин, А.П. Ефремов, J1.C. Саакиян. - М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ"РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002. - 424 с.

79. Степанов Л.И. Центробежные и осевые насосы / Л.И. Степанов; пер. с англ. М.Я. Лейферова, М.В, Поликовского; под ред. В.И. Поликовского.

- М.: Машиностроение, 1960. - 463 с.

80. Съюмен Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопрявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер; пер. с англ.; пер. и ред. М.А.Цайгера. - М.: Недра, 1986. - 176 с.

81. Технический каталог "Погружное оборудования для добычи нефти", ОАО "Алнас"

82. ТУ 3665-015-12058737-2012 Насосы для добычи нефти и нагнетания воды в пласт производства НОВОМЕТ, 2012

83. Финкелыптейи З.Л. Применение и очистка рабочих жидкостей для горных машин / З.Л.Финкелынтейн. - М.:Недра, 1986, - 232с.: ил.

84. Фомин В.В. Гидроэрозия металлов / В.В. Фомин. - М., «Машиностроение», 1977. - 287 с.

85. Хрущев М. М. Абразивное изнашивание / М.М, Хрущев, М.А. Бабичев.

- М.:Наука, 1970. 252 е.: ил.

86. Хрущев М.М. Исследование изнашивания металлов / М.М, Хрущев, М.А. Бабичев. -М.: изд. АН СССР, 1960. - 264 е.: ил.

87. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы / Л.Г. Чичеров; учебное пособие для ВУЗов. М.: Недра, 1983. - 312 с.

88. Шайдаков В.В. Механические примеси в добываемой и транспортируемой продукции нефтяных и газовых месторождений / В.В. Шайдаков, А.И. Малахов, A.B. Емельянов и др.; IV Конгресс

нефтегазопромышленников России. -20-23 мая 2003 г. - Уфа: изд-во УГНТУ, 2003. - С.125-132

89. Шкуидин Б.М. Землесосные снаряды / Б.М. Шкундин. Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, перерад. М.:Энергия, 1973. - 272 е.: ил.

90. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами / под ред. JI.C. Каплан, 1994. - 37с.

91. Виноградов O.E. Энергоэффективность низкоадгезионных ЭЦН / O.E. Виноградов // Инженерная практика, 2010. - Ns3. - С.106-108.

92. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-BP в Западной Сибири / С.Б. Якимов // Нефтепромысловое дело, 2008. - №9. - С.33-39.

93. Яременко О.В. Испытания насосов / О.В. Яременко. Справочное пособие. - М. Машиностроение, 1976. - 225 с.

94. Gortler H. Zur Geschichte des П-Theorems // Zeitschrift fur angewandte Mathematik und Mechanik, 1975, C. 3-8

95. Gulich J.F. Centrifugal Pumps, Springer-Verlag Berlin Heidelberg / J.F. Gulich, 2010. - 964 c.

96. Roger D.Stair, Brown Lyle Wilson. Submersible pump for operation in sandy environments, diffuser assembly, and related methods. Patent US 2011/0194926. Pub.date Aug.ll, 2011

97. Patent US №2011/0194926 Al Submersible pump for operation in sandy environments, diffuser assembly, and related methods. Roger D. Stair, Brown Lyle Wilson. Aug.ll, 2011

98. Patent US № 2775945, Sand resistant pump, Arutunoff A. 27.08.1953

99. Patent US №6752560 B2, кл. F16C 3/00, F16D 1/06, 22.06.2007

100. Takacs Gabor. Electrical submersible pump manual: design, operation, and maintenance, Elsevier, 2009, 425p.

101. Uetz H. Abrasion und Erosion. Hanser, München, 1986

102. Vetter G. et al. Multiphase pumping with twin-screw pumps. 17th intl pumps users symp, Texas A&M, 2000, 153-169