Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири

Диссертация: Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В результате научного обобщения, проведения аналитических исследований, разработки и внедрения новых методик (диагностирование технического состояния установок погружных электроцентробежных насосов на основе наземных испытанийдиагностирование УЭЦН на основе анализа электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции… Читать ещё >

Содержание

  • 1. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния установок погружных электроцентробежных насосов
    • 1. 1. Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживаний энергомеханического оборудования
    • 1. 2. Методы технической диагностики энергомеханического оборудования
    • 1. 3. Анализ работоспособности УЭЦН и ее основных частей
      • 1. 3. 1. Работоспособность ЭЦН с рабочими колесами из чугуна, полиамида и нерезиста
      • 1. 3. 2. Работоспособность колонны НКТ УЭЦН
      • 1. 3. 3. Влияние различных факторов на надежность УЭЦН
    • 1. 4. Анализ напряжений от вынужденных колебаний упругой системы УЭЦН-НКТ
    • 1. 5. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН
  • Выводы
  • 2. Разработка способа и методик диагностирования и оптимизации эксплуатации УЭЦН
    • 2. 1. Диагностирование УЭЦН на горизонтальных стендах компьютерного тестирования
    • 2. 2. Разработка способа диагностирования УЭЦН в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождения 70 2.2.1. Электромагнитные процессы, происходящие при изменении воздушного зазора в ПЭД
      • 2. 2. 2. Влияние технологических погрешностей на возмущающие силы магнитного происхождения
      • 2. 2. 3. Критерии оценки технического состояния УЭЦН
    • 2. 3. Оптимизация эксплуатации погружных установок
    • 2. 4. Разработка технической системы диагностирования УЭЦН
  • Выводы
  • 3. Диагностирование труб и деталей установок погружных электроцентробежных насосов с использование метода магнитной памяти металла
    • 3. 1. Метод магнитной памяти металла
    • 3. 2. Методика определения предельного состояния металла в зонах концентрации напряжений по градиенту магнитного поля рассеяния
      • 3. 2. 1. Анализ информации результатов ММП — контроля
      • 3. 2. 2. Методика определения состояния концевых деталей по градиенту магнитного поля рассеяния
    • 3. 3. Оценка технического состояния концевых деталей УЭЦН
    • 3. 4. Дополнительное обследование концевой детали УЭЦН взонеКНтах
    • 3. 5. Обработка результатов контроля и определение предельного состояния концевых деталей с использованием программы «ММ-System»
  • Выводы
  • Заключение
  • Список использованных источников
  • Приложение

Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность темы

исследования. Правильная и эффективная эксплуатация установленного на нефтяных промыслах энергомеханического оборудования невозможна без использования современных методов и средств контроля и прогнозирования технического состояния и технологических параметров объектов добычи. В настоящее время большое внимание уделяется созданию средств и методов технической диагностики энергомеханического оборудования.

Внедрение новых методов диагностики нефтепромыслового оборудования, установка погружных центробежных электронасосов и блочных кустовых насосных станций, имеющих преобладающий удельный вес в энергопотреблении, неразрывно связана с решением таких ключевых проблем, как повышение качества оборудования, сокращение сроков его освоения и затрат на эксплуатацию, и направлена в конечном счете на экономию топливно-энергетических ресурсов, повышение эффективности и надежности функционирования нефтегазодобывающих компаний.

Значение диагностирования неуклонно возрастает, что предопределено объективными тенденциями развития нефтяной промышленности, сопровождающимися непрерывным старением оборудования нефтяных промыслов, увеличением парка эксплуатируемых агрегатов, расширением их номенклатуры, усложнением и разнообразием конструкций, различием условий и стратегии эксплуатации при ограниченности трудовых ресурсов и производительных сил.

Внедрение методов и средств диагностирования и прогнозирования технического состояния на всех стадиях жизненного цикла энергомеханического оборудования (предэксплуатационное диагностирование, техническое обслуживание и ремонт по результатам диагностирования) позволяет:

• сократить время поиска неисправностей и причин отказов;

• перейти от традиционной системы планово-предупредительных ремонтов к ремонту с учетом фактического технического состояния оборудования, что способствует увеличению ресурса работы оборудования, позволяет сократить затраты на ремонт, уменьшить потребность в запасных частях и ремонтном персонале, повысить качество выполнения ремонта, сократить время его проведения;

• перейти к оптимальному управлению технологическим процессом на объектах нефтедобычи с учетом фактического состояния оборудования с целью повышения эффективности и экономичности работы энергомеханического оборудования;

• повысить коэффициент использования оборудования;

• уменьшить вероятность внезапных отказов и тем самым повысить безопасность труда и исключить значительный ущерб;

• обеспечить информацией персонал о фактическом состоянии и энергетических характеристиках энергомеханического оборудования в процессе эксплуатации.

Внедрение диагностирования энергомеханического оборудования позволит также с большей эффективностью планировать и прогнозировать работу НГДПобоснованно подойти к разработке соответствующих нормативов на различных уровнях.

Основным способом добычи нефти является механизированный способ с применением УЭЦН. Так, доля его использования в ОАО «Ноябрьскнефтегаз» составляет 70%, в ОАО «ТНК-ВР» — 69%. Анализ работоспособности УЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири показал, что УЭЦН при эксплуатации выходит из строя не по предельному износу, а в результате расчленения секций (PC-отказов) электроцентробежных насосов. Отечественные погружные установки имеют наработку на отказ 300−400 суток в среднем по нефтяным месторождениям Западной Сибири. По оборудованию.

Reda и Centrilif средние показатели МРП достигают 1100 суток, а отдельные установки работают по 7−8 лет. Причем основной причиной РС-отказов является вибрация установки. Таким образом, проблема повышения надежности, раннего обнаружения дефектов УЭЦН путем диагностирования установки является актуальной.

Одним из перспективных направлений повышения эффективности функционирования УЭЦН является повышение надежности и раннее обнаружение дефектов УЭЦН путем диагностирования установки, для чего требуется разработать методики и регламент по определению технического состояния и оптимизации проведения технических обслуживаний (ТО) и ремонтов УЭЦН.

Степень разработанности проблемы. Исследованию теории оптимального технического обслуживания и диагностирования оборудования посвящены работы В. Д. Авилова, И. А. Биргера, Н. Г. Бруевича, Ю. К. Беляева, Б. В. Васильева, Г. А. Голинкевича, Г. В. Дружинина, В. А. Каштанова, Л. П. Леонтьева, Ю. З. Ковалева, Перотте, Г. С. Рахутина, Г. И. Разгильдеева, А. Л. Райкина, А. С. Сердакова, С. В. Степанова, А. И. Селиванова, Н. А. Северцева, А.Н. Скля-ревича, А. Д. Соловьева, И. А. Ушакова, A.M. Широкова, Н. А. Шишонка, Я. Б. Шора, Р. Я. Федосенко, В. И. Щуцкого и других отечественных авторов. Их работы посвящены в основном системам управления и защиты оборудования общепромышленного назначения и не затрагивают технологию и особенности эксплуатации нефтепромыслового энергомеханического оборудования. Этими особенностями определяются требования к поддержанию надежности, к способам и методикам диагностирования и оптимизации обслуживания энергомеханического оборудования.

Исследованию оптимизации технического обслуживания, ремонта и диагностики энергомеханического оборудования нефтяных и газовых месторождений посвящены работы Б. Г. Меньшова [72], М. С. Ершова [43],.

В.В. Сушкова [111], В. П. Фролова [116−120] и других специалистов. В них недостаточно полно рассмотрены вопросы технических обслуживании и диагностирования УЭЦН, особенно на работающей нефтяной скважине.

Анализ вышеприведенных работ позволил определить подход к повышению эффективности работы УЭЦН, который базируется на оценке технического состояния отдельных деталей (узлов) и в целом установок различных типов на главных жизненных этапах их работы.

Специфика нефтегазодобывающих предприятий нашла свое отражение не в общих подходах и методах диагностирования, а в особенностях применяемых методов и разработанном способе диагностирования УЭЦН, причем их разработка осуществлена на основе существующих методов, предложенных в вышеприведенных работах.

Цель работы — повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов путем разработки методов оценки технического состояния и остаточного ресурса на всех стадиях жизненного цикла установки.

Основные задачи исследований:

• разработать методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН;

• разработать методику диагностирования технического состояния установок УЭЦН по параметрам вибрации на горизонтальных стендах компьютерного тестирования;

• разработать способ определения технического состояния УЭЦН в скважине без остановки и изменения ее технологических параметровтехническую систему по преобразованию, хранению и обработке анализируемых данных, методику определения периодичности диагностирования УЭЦН в скважине;

• разработать методику диагностирования технического состояния деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла;

• разработать методическое обеспечение диагностирования и контроля технического состояния объектов нефтедобычи и промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических и технологических решений.

Объект исследований — электротехнический комплекс добычной скважины.

Предметом исследования являются способы, методики оценки технического состояния энергомеханического оборудования.

Теоретической и методологической основой диссертационного исследования послужили фундаментальные и прикладные исследования отечественных и зарубежных ученых, государственные и ведомственные стандарты, материалы научных конференций, периодических изданий и сети Internet.

В процессе исследования использовались принципы системного анализа, аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования, основанного на теории вероятностей и математической статистике, теории надежностиэкспериментальных исследований функционирования энергомеханического оборудования нефтяных месторождений на основе многолетних наблюдений за оборудованием в ходе эксплуатации.

Научная новизна диссертационной работы состоит в разработке методов повышения эффективности эксплуатации УЭЦН путем распознавания состояния и дефектов, определения остаточного ресурса УЭЦН без вмешательства в режим ее эксплуатации.

Основные результаты, определяющие научную новизну диссертации:

1. разработан методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН;

2. уточнены нормативы оценки технического состояния УЭЦН по параметрам вибрации на горизонтальных компьютерных стендах, установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации;

3. разработаны способ определения технического состояния УЭЦН на работающей скважине и методика по определению периодичности диагностирования УЭЦН. Способ защищен патентом РФ и относится к диагностике оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные двигатели;

4. разработана методика и нормативы оценки технического состояния концевых деталей УЭЦН на основе метода магнитной памяти (ММП) металла, основанная на регистрации магнитных полей рассеяния и анализе их распределения на контролируемом оборудовании сложной формы;

5. разработано методическое обеспечение и рекомендации по практическому применению этих методик для УЭЦН.

Достоверность основных теоретических положений подтверждается корректным применением соответствующего математического аппаратадостаточным объемом статистических данныхположительными результатами внедрения разработанных методик диагностирования и рекомендаций в практику эксплуатации УЭЦН.

Теоретическая и практическая значимость исследования заключается в разработке способа и методик оценки технического состояния УЭЦН. Основные методические положения и технические решения, изложенные в диссертационной работе, могут быть использованы для повышения надежности и определения неисправностей и дефектов погружной установки при послеремонтном контроле и на работающей в нефтяной скважине.

Апробация результатов исследования проводилась в форме докладов и обсуждений на заседаниях кафедр физики Нижневартовского филиала Тюменского государственного нефтегазового университета и электрической техники ОмГТУ, на международных и научно-практических конференциях нефтяных компаний.

Структура и объем диссертации

: диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, библиографии по теме исследования (142 наименования) и приложения. Общий объём диссертации составляет 177 страниц, в том числе 39 иллюстраций и 15 таблиц.

Основные выводы и рекомендации:

1. Предложены критерии оценки технического состояния УЭЦН на специализированных стендах. Для получения более достоверных результатов диагностирования предлагается применить диагностирование оборудования с уровнем вибрации свыше 4,5 мм/с по частотным составляющим спектра вибросигнала. Установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации, которые использованы в экспертной системе по оценке технического состояния УЭЦН на компьютеризированных горизонтальных стендах ремонтных предприятий.

2. Разработан новый способ диагностирования УЭЦН на основе анализа обобщенного электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала, обусловлена вибрацией не только корпуса установки, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации УЭЦН. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки.

3. Техническое состояние УЭЦН следует оценивать по следующим признакам дефектов: вибрация с частотой вращения валаавтоколебания вала установкинизкочастотные колебаниянеисправности ПЭДнеравномерность тормозного момента на валу электродвигателя. Влияние развитых дефектов на работоспособность УЭЦН оценивается по трем уровням сигнала: «слабый» -эксплуатация погружной установки с таким уровнем сигнала характеризуется минимальной вероятностью появления дефектов в период межремонтной эксплуатации- «средний» — эксплуатация УЭЦН возможна при периодическом контроле- «сильный» — дальнейшая эксплуатация установки с таким уровнем сигнала не допускается. Для проведения контроля технического состояния УЭЦН в нефтяной скважине разработана система по преобразованию, обработке и хранению полученного сигнала.

4. На основе анализа процесса эксплуатации УЭЦН разработана методика определения периодичности контроля и величины упреждающего допуска параметра технического состояния УЭЦН, оптимальных с точки зрения минимума удельных суммарных затрат на эксплуатацию установки, которая позволила создать механизм назначения обследований и повысить уровень эксплуатации. Определена оптимальная периодичность диагностирования УЭЦН, которая составляет 45 суток.

5. Разработанная методика оценки состояния концевых деталей УЭЦН основана на регистрации вдоль поверхности детали напряжённости магнитного поля рассеяния, характеризующей распределение остаточной намагниченности металла, сложившейся под действием рабочих нагрузок и имеющей связь с остаточными напряжениями и деформациями, обусловленными конструкцией и условиями эксплуатации. Предлагается на практике проводить оценку состояния концевых деталей по магнитному коэффициенту, определяемому по градиенту магнитного поля рассеяния, который характеризует деформационную способность металла на стадии упрочения перед разрушением. Если магнитный коэффициент превышает значение тпр=2, то делается вывод о предрасположении к повреждению в процессе эксплуатации концевой детали и может быть рекомендована замена детали при ремонте.

6. Результаты теоретических и экспериментальных исследований легли в основу руководящего документа «Методические указания по техническому диагностированию концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла», внедренного на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-Нижневартовск». Экономический эффект о внедрения результатов диссертационной работы составляет 90 млн руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В результате научного обобщения, проведения аналитических исследований, разработки и внедрения новых методик (диагностирование технического состояния установок погружных электроцентробежных насосов на основе наземных испытанийдиагностирование УЭЦН на основе анализа электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установкидиагностирование концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла) решена важная народнохозяйственная задача повышения эффективности эксплуатации УЭЦН.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Автономная ИИС контроля технического состояния колонны НКТ в процессе эксплуатации / И. П. Гидзяк, В. В. Дженджеруха, Л. М. Замиховский и др. // Методы и средства виброакустической диагностики: Сб. науч.ст. -Kh.II. Ивано-Франковск: Облполиграфиздат, 1990.
  2. И.М. Кучук 3. Вероятностно-статистический метод установления взаимосвязи между уровнем вибрации и наработками на отказ установок ЭЦН. // Нефтяное хозяйство. 2000. — С.95−96.
  3. Апробация и внедрение метода вибродиагностики НКТ при работе с УЭЦН: Отчет НИР (заключительный) /Ивано-Франковский институт нефти и газа- Рук. Л. М. Замиховский. Ивано-Франковск — 1989. — 45 с. Тема № 130−87. №ГР 870 043 864.
  4. С.Г., Шахбазов Я. Г. Планово-предупредительный ремонт и техническое обслуживание бурового оборудования. М: ЦИНТИхимнефтемаш, 1973. — 60 с.
  5. Бак С. И. Рациональная организация профилактического ремонта промысловых электродвигателей // Машины и нефтяное оборудование.- 1968. № 9- С.7−8.
  6. И. Надежность. Теория и практика. М.: Мир, 1965. -373 с.
  7. Е.Ю. Определение оптимальных сроков профилактических работ на автоматических системах // Изв. АН СССР. Техническая кибернетика.- 1964. № 3. — С.20−32.
  8. Е.Ю. Некоторые случаи профилактического обслуживания систем с резервированием // Кибернетику на службу коммунизму: В 3-х т. / Под ред. А. И. Берга. М.-Л., 1964. — Т. 2 — С. 212−215.
  9. Р., Хантер JI. Оптимальный порядок проведения профилактических работ // Оптимальные задачи надежности / Под ред. И. А. Ушакова. М., 1968.- 228 с.
  10. Р., Хантер Л., Прошан Ф. Оптимальные планы проверок // Оптимальные задачи надежности / Под ред. И. А. Ушакова. М., 1968.- С.271−284.
  11. Ф., Франкен П. Надежность и техническое обслуживание. Математический подход. М.: Радио и связь, 1988. — 175 с.
  12. .Н. Прогнозирование суммарных удельных затрат на изготовление, эксплуатацию и замену элемента // Надежность и контроль качества.- 1979.- № 5. С.6−9.
  13. Н. Г. Экономика и оптимизация надежности и ремонта горношахтного оборудования. М.: Недра, 1974.- 209 с.
  14. Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969. — 576 с.
  15. В.А., Сушков В. В. Техническая диагностика при обслуживании электроустановок нефтегазового комплекса: учеб. Пособие. Часть 1, — Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- 66 с.
  16. Вибрация энергетических машин: Справочное пособие /Под ред. Н. В. Григорьева. Л.: Машиностроение, 1974, — 464 с.
  17. P.P., Филиппов В. Н. Добыча нефти центробежными насосами в сложных условиях эксплуатации на нефтепромыслах Канады: Экспресс-информация. / ЦИНТИхимнефтемаш. Зарубежный опыт. Насосостроение. Серия ХМ-4, М., 1988. 15 с.
  18. Вибрации в технике: Справочник в 6 т. М.: Машиностроение, 1978.-Т. 1.
  19. В. Г. Акбердин A.M. Исхаков Р. Г. Развитие диагностики технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций // Энергетика.- 1996. № 2.-С. 17−20.
  20. А.И. Электрические машины. Л.: Энергия, 1974. — 839 с.
  21. Вибрации и шум электрических машин малой мощности /Л.К. Волков, Р. Н. Ковалев, Г. Н. Никифорова и др. Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1979.-206 с.
  22. В.Л. Обобщенный подход к определению ущерба путем анализа режимов эксплуатации с пониженной эффективностью // Надежность и экономичность электроснабжения нефтехимических заводов. Омск: ОмПИ, 1980. С. 48−57.
  23. А.С. Выбор оптимального времени проведения предупредительного капитального ремонта насосов / А. С. Галлеев, Р. Н. Султанов, Р. Н. Сулейманов и др. // Бурение. 2002. — № 2. — С. 9−12.
  24. А.С., Фридрих П. С. Выбор оптимального варианта правил постановки двигателя в капитальный ремонт // Механизация и электрификация сельского хозяйства.- 1984.-№ 1.-С. 3−6 (57).
  25. И.В. Модели профилактики М.: Сов. Радио, 1969. -207 с.
  26. В.В., Беляев Ю. К., Соловьев А. Д. Математические методы в теории надежности.- М.: Наука, 1965.
  27. В.М., Дубов А. А., Демин Е. А. Исследование структурной повреждаемости стальных образцов с использованием метода магнитной памяти металла // Контроль. Диагностика. 2000. № 7. -С.13−15.
  28. ГОСТ 27.002−83 Надежность в технике. Термины и определения.-М.: Изд-во стандартов, 1983. 608 с.
  29. ГОСТ 17 510 -79. Надежность в технике. Система сбора и обработки информации. Планирование наблюдений. -М.: Изд-во стандартов, 1979.- 24 с.
  30. В.Г., Суд И.И. Количественная оценка межремонтного периода для синхронных двигателей главных приводов буровых установок // Машины и нефтяное оборудование. 1974. — № 6.-С.5−6.
  31. В.К., Северцев Н. А. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. М.: Высшая школа, 1976.- 406 с.
  32. Диагностирование электропогружных установок добычи нефти без вмeшaтeльcтвf в режим их эксплуатации / Н. Н. Матаев, С. Г. Кулаков, С. А. Никончук, В. В. Сушков, О. А. Чукчеев // Нефтяное хозяйство. 2004.-№ 2 -С.45−46.
  33. Диагностирование и настройка коммутации двигателей постоянного тока главных приводов прокатных станов /В.Д. Авилов, Е. Н. Савельев, Р. В. Сергеев и др. // Промышленная энергетика. 2003. — № 10. С.15−19.
  34. Диагностирование установок погружных центробежных электронасосов на специализированных стендах ремонтных предприятий / Матаев Н. Н., Кулаков С. Г., Никончук С. А., Сушков В. В. // Промышленная энергетика.- 2002/ № 8.- С.21−23.
  35. Г. В. Надежность автоматизированных систем.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергия, 1977.- 536 с.
  36. В.М., Дубровин С. В. Об одном методе выбора времени диагностики технического состояния оборудования // Надежность и контроль качества. -1998. № 3-С. 12−18 .
  37. Л.И. К вопросу определения экономичности оптимальных периодичностей ремонтов и сроков службы сложных систем // Надежность и контроль качества. 1970. — № 4- С. 10−13.
  38. С.Г., Кустов С. С., Федосенко Р. Я. О капитальных ремонтах трансформаторов 35 кВ // Электрические станции. 1978. № 6. -С.23−25.
  39. А.А. Исследование свойств металла с использованием метода магнитной памяти // Металловедение и термическая обработка. 1997. -№ 5.-С.4−6.
  40. А.А., Встовский Г. В. Интерпретация основного диагностического параметра, используемого при контроле труб по методу магнитной памяти металла // Контроль. Диагностика. 1999. — № 3 — С.23−26.
  41. А.А., Колокольников B.C., Матаев Н. Н. Методические указания по техническому диагностирования концевых деталей с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла // М: ООО «Энергодиагностика», 2003. 50 с.
  42. Н.М. Определение периодичности диагностирования сложных систем при техническом обслуживании по их фактическому техническому состоянию // Надежность и контроль качества.- 1998. № 8- С. 57−60.
  43. М.С., Карпинец Б. И. Модели эффективности непрерывного контроля изоляции обмоток силовых трансформаторов // Изв. вузов. Энергетика.- 1990. № 1.- С. 52−55.
  44. Ю.В. Статистическая обработка эксперимента. -М.: Наука, 1976. 296 с.
  45. Заявка 2 562 153 Франция, МЬС^Е 21 В 47−12. Опубл. 04.10.85.
  46. JI.M., Гидзяк И. П., Иванов В. Н. Вибродиагностика технического состояния УЭЦН в условиях Западной Сибири // Вибрация и диагностика машин и механизмов: Тез. докл. науч.-техн. конф. Челябинск, 1990. С. 17−18.
  47. Замиховский J1.M., Казмерчук И. М. К вопросу оценки технического состояния узлов УЭЦН в процессе ее эксплуатации- Ивано-Франк. ин-т нефти и газа. Ивано-Франковск, 1988. — 6 с. -Деп. в УкрНИИНТИ 30.03.88. № 773-Ук88.
  48. П.Ю. Тихоходные безредукторные микродвигатели. Л.: Энергия, 1974. — 135 с.
  49. А.П. Методы и средства анализа данных в среде Windows. STADIA 6.0. -М.: Информатика и компьютеры, 1996.- 257 с.
  50. И.А. Магнитный структурный анализ. Свердловск: Изд-во УрГУ, 1984. — 45 с.
  51. A.M., Андрюшин А. В. Методика определения оптимального межремонтного периода для энергетических блоков // Изв. вузов СССР. Энергетика. 1978. — № 6. — С.34−38.
  52. Ю.З., Сушков В. В. Обобщенная стратегия технических обслуживаний и ремонтов электрооборудования и электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика. -2000. -№ 9.-С. 21−24.
  53. Ю.М. Алгоритмическое и программное обеспечение для оценки остаточного ресурса оборудования // Контроль. Диагностика, 2001. № 2.-С. 24−27.
  54. Кузнецова У. В, Морозова Т. И., Степаненко Н. А. Экспертная система диагностики состояния изоляции масляных трансформаторов // Электротехника. 1994.-№ 11.
  55. Концепция энергосбережения в нефтяной отрасли в Тюменской области. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998. — 160 с.
  56. Я.В., Романюк Ю. Ф., Ожоган В. А. К вопросу определения периодичности предупредительных ремонтов двигателей электробуров // Промышленная энергетика. 1986. — № 7.- С. 22−24.
  57. Р. Диагностика повреждений.- М.: Мир, 1989.-512 с.
  58. Ю.А., Зверева Г. И. Оптимальный период контроля системы с целью выявления необнаруженных отказов И Электросвязь. 1971.-№ 11.- С.20−23.
  59. Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул.- М.: Высш.шк., 1982.- 224 с.
  60. Р. А. Алиев И.М. Богданов А. А. Экспериментальные исследования вибрации погружных центробежных электронасосов // Нефтепромысловое дело. 1984.-№ 11.-С. 36−38.
  61. Р. А. Махмудов Ю.А. Алиев И. М. Экспериментальные исследования вибрации погружных электродвигателей // Машины и нефтяное оборудование. 1985. — № 1. — С. 19−23.
  62. Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла: Матер, второй междунар. науч.-техн. конф. -Любляны, 2001. Документы Международного Института Сварки №V-1196−01.
  63. Н.Н., Сушков В. В., Чукчеев О. А. Диагностирование электропогружных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторожденинях Западной Сибири // Промышленная энергетика. -2004. № 4.- С. 25−27.
  64. Н.Н., Сушков В. В., Чукчеев О. А. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния установок погружных электроцентробежных насосов // Промышленная энергетика. 2004.- № 5, — С. 21−23.
  65. Методические указания по техническому диагностированию трубопроводов с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла. -М., 1996.-34 с.
  66. Методологический подход к повышению надежности установок погружных электроцентробежных насосов путем диагностирования на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Матаев Н. Н., Сушков В. В.,
  67. , С.Г., Чукчеев О. А. // Сб. докл. Третьей междунар. науч.-техн. конф.-М: ООО «Энергодиагностика», 2003. С.42−44.
  68. Я.З., Прут Л. Я. Решение оптимизационных задач применительно к электроцентробежным насосам // Электрпотехника. 1997.-№ 12.
  69. Я.З., Тареев Б. М., Прут Л. Я. О достоверности оценки надежности электрической изоляции установок центробежных насосов // Электричество. 1999.- № 5.
  70. Я.З., Прут Л. Я., Пироговский Р. А. Восстановление электроцентробежных насосов // Электротехника. 2000. — № 5. — С.57−60.
  71. .Г., Ершов М. С., Яризов А. Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учеб. пособие для вузов.- М.: ОАО «Издательство Недра», 2000. 487 с.
  72. Методика определения оптимального межремонтного периода нефтяного оборудования /Ю.Б. Новоселов, В. В. Сушков, Л. П. Лобова, и др. // Машины и нефтяное оборудование.- 1977.- № 11. С.5−7.
  73. Методика трибодиагностики центробежных газовых компрессоров: РД 39−146 306−402−86. М.: МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1986.- 270 с.
  74. Методика расчета времени пробега до останова и ремонта. -Иркутск: ОАО ИркутскНИИхиммаш, 1999.- 29 с.
  75. Методика выбора показателей для оценки надежности сложных технических систем. -М.: ВНИИС, Гос. комитет стандартов, 1970.-45 с.
  76. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. М: Центрхиммаш, 1993.- 90 с.
  77. Методика оценки ресурса работоспособности машинного оборудования. Волгоград: Изд-во, 1992.- 54 с.
  78. Микропроцессорные системы диагностики состояния электроустановок. Обзорная информация: Сер. средства и системы управления в энергетике /Синельников В.Я., Казанский С. В. и др.- М.: Информэнерго, 1989. -Вып. 6.-32 с.
  79. Методика диагностирования центробежного нефтепромыслового наземного оборудования по спектральным параметрам вибрации: 2-е изд. -Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998.- 180 с.
  80. М.Н., Горкунов Э. С. Магнитные методы структурного анализа и неразрушающего контроля. М.: Наука, 1993. 123 с.
  81. П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике / Пер. с нем. М.: Финансы и статистика, 1982. — 278 с.
  82. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / В. В. Клюев, Ф. Р. Соснин, А. В. Ковалев и др.- под. ред. В. В. Клюева. 2-е изд., испр. и доп. — М.: Машиностроение, 2003. — 656 с.
  83. В.П. Использование экспертных оценок при планировании ремонтов высоковольтных выключателей // Изв. вузов. Энергетика. 1980.- № 4.- С.36−39.
  84. В.П. К вопросу о выборе межремонтного срока для высоковольтных выключателей //Изв. вузов. Энергетика. 1978.- № 2- С.29−31.
  85. В. Р. Островский В.Н., Перегуда А. И. Оптимальный период контроля системы с восстановлением // Надежность и контроль качества. 1977. — № 7.- С. 12−15.
  86. ГОСТ 51.136−85. Надежность и экономичность. Система сбора и обработки информации. Основные положения.- М.: Изд-во стандартов, 1985.60 с.
  87. Основы теории колебаний / В. В. Мигулин, В. И. Медведев, Е. Р. Мустель, В. Н. Парыгин. М.: Наука, 1978.
  88. Пат. ФРГ 3 113 749, МКИ3Е 21 в 47−12. Опубл. 01.05.83.
  89. Пат. РФ 2 213 270. Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти / Н. Н. Матаев, С. Г. Кулаков, С. А. Никончук. Опубл. в Б.И. 2003, № 9.
  90. Положение о планово-предупредительном ремонте электрооборудования на предприятиях Главтюменнефтегаза: РД 39−2-80−78,-Тюмень: СибНИИНП, 1978. 46 с.
  91. Положение о системе технических обслуживании и ремонта энергомеханического оборудования ОАО «Самотлорнефть» по фактическому состоянию: РД 153−39.1−046−00.- Тюмень: 2000.-181с.
  92. Г. Е., Короткевич М. А. Повышение эффективности планирования профилактических работ в электрических сетях // Электрические станции. 1975.-№ 7.- С. 14−17.
  93. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов: РД 153- 39ТН- 009- 96: в 2 ч.- Уфа: Изд-во, 1997.- 325 с.
  94. Правила технической эксплуатации станций и сетей. М.: Энергия, 1968.-224 с.
  95. А.А., Сушков В. В., Фролов В. П. Основные направления диагностики нефтепромыслового электрооборудования // Труды Тюменского нефтяного научно-технологического центра: серия энергосбережение и диагностика, 1999.- № 3.-121 с.
  96. Г. И., Захарова А. Г. Математическая модель замены электрооборудования с учетом неравноценности отказов // Изв. вузов СССР. Энергетика. -1981. № 9.- С.28−31.
  97. Г. С. Вероятностные методы расчета надежности профилактики и резерва горных машин. М.: Недра, 1970.- 45 с.
  98. Р.Б. Частотный анализ. Брюльи Къер, Дания, 1989.
  99. Ю.С. Оптимизация технического обслуживания технологического оборудования горно-обогатительных комбинатов // Изв.вузов. Горный журнал. 1980.- № 12.-С.47−51.
  100. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций: РД 153- 9 ТН-008−96.- Уфа: Изд-во, 1997.230 с. 104
  101. Справочник по вероятностным расчетам М.: Воениздат, 1970.382 с. 106.
  102. Система технического обслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39Р-148 463−0030−95.-Тюмень. Изд-во, 1995.-78 с.
  103. Н.Н., Афанасьев Н. А., Новиков С. А. Система планово-предупредительного ремонта энергооборудования промышленных предприятий. М.: Энергия, 1975. — 376 с.
  104. Ю. Сато X. Ферриты. М.: Мир, 1964. — 170 с.
  105. А.Н., Розенблат Л. Я. Оптимальная периодичность обслуживания восстанавливаемой системы с возможными нарушениями // Автоматика и вычислительная техника. 1977. — № 4, — С.31−34.
  106. Справочник конструктора-машиностроителя. М.: Машиностроение, 1959. — Т.1, — С. 58.
  107. В.В. Актуальные задачи развития методов и средств диагностики трансформаторного оборудования под напряжением // Изв. АН. Энергетика. 1997. — № 1-С. 42−44.
  108. Статистические методы обработки эмпирических данных. М.: Изд-во стандартов, 1978.- 232 с.
  109. Стандарт ОАО «Лукойл» СТП-01−014−99. Установки погружных центробежных насосов типа УЭЦН. Методика определения допустимой кривизны ствола скважины в интервале подвески УЭЦН. М.: ОАО «Лукойл» 1999. — 16 с.
  110. В.В., Пухальский А. А. Совершенствование системы технических обслуживаний и ремонтов нефтепромыслового электрооборудования // Промышленная энергетика. 1994.- № 3-С. 16−19.
  111. Система технического обслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39 Р-148 463−0030−95 (второе издание). Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти и газа», 1995 — 52 с.
  112. А. В. Фролов В.П., Воробьев В. В. Методика диагностирования электронасосных агрегатов дожимных насосных станций по параметрам вибрации. -Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1994. 80 с.
  113. Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования нефтяных промыслов Западной Сибири: Обзор информ. / Ю. Б. Новоселов, В. В. Сушков, В. П. Росляков, И. И. Суд // Машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОНГ, 1979.- 35 с.
  114. И.А., Климов А. Ф. Выбор метода обслуживания для максимизации коэффициента готовности // Вопросы радиоэлектроники. Сер. Общетехническая. 1965. — Вып. 25. — С. 17−20.
  115. В. П. Воробьев В.В. Использование диагностики нефтепромыслового оборудования для энергосбережения. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998. -268 с.
  116. В.П. Энергосбережение в системе поддержания пластового давления // Энергосбережение и диагностика: Труды Тюменского нефтяногонаучно-технологического центра. Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1999. — № 4 с. 121−130.
  117. В.П. Энергосбережение в нефтедобыче Тюменской области. -Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2000. 114 с.
  118. В. П. Воробьев В.В. Пособие по эксплуатации системы поддержания пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты с целью энергосбережения. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2002, — 353 с.
  119. В.Н. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1967.- 478 с.
  120. Н.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. -50 с.
  121. В.А., Уланов Г. А. О диагностическом обслуживании энергетических агрегатов // Электрические станции. 1996. — № 1.-С.21−14.
  122. Е.М. Приборы для измерения магнитных величин. М.: Энергия, 1969.
  123. В.И. Магнитные измерения. М.: Изд-во Московского университета, 1969. — 150 с.
  124. О.А., Рублев А. Б., Сушков В. В. Оценка технического состояния погружных установок электроцентробежных насосов на специализированных стендах // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. — № 6.-С.49−52.
  125. О.А., Сушков В. В., Рублев А. Б. Оценка технического состояния концевых деталей установок погружных центробежных электронасосов с использованием метода магнитной памяти металла // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. — № 6.- С.60−63.
  126. В.В. Использование тепловизора для диагностики электрооборудования // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. № 6.- С. 1719.
  127. Шор Я. Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности.- М.: Советсткое радио, 1962.- 552 с.
  128. Щуцкий В. И, Володарский В. А. Определение периодичности профилактики электрооборудования по критерию безотказности его работы //Изв. вузов. Горный журнал. -1986. № 8.- С. 88 — 90.
  129. Arnold R.N., Warburton G.B. The flexural vibration of thin cillinders // The Institution of mechanical engineers proceedings.-1953.-№l.- P.167−169.
  130. Beichelt Т., Fischer K. General failure model applied to preventive maintenance policies // IEEE Transactions on reliability.- 1980. Vol. R-29.- N1.-P.39−41.
  131. Damenwood G. SGA-PCRC seminar on controlling the effects of pulsation and fluid transients in indastrial plants. SGA, Dallas. Texas, USA, 1983. — P.6−27.
  132. Durham M.O. Effect of vibration on ESP failures // J. of Petroleum Technology. -1990.- Vol.42. № 2.
  133. Electrical inspection using thermography AGEMA Infrared System. -1985. — Ref. № 3. ar.8504.
  134. Fillison Ben & gr. How to conduct periodic electrical inspection «„Dulling“».- 1976. 37.- № 9.-P. 45−46.
  135. Helvik B. Periodic maintenance on the effect of imperfeciness // 10th Int. Symp. Fault. Tolerant Comput. Kyoto, Oct. 1−3.- 1980.- P.204−206.
  136. Murthy D.N.P., Ngugen D.G. Optimal age policy with imperfect preventive maintenance // IEEE Transactions on reliability.-Vol R-30. N 1.- P. 8081.
  137. MLT 757−74. Оценка надежности по данным наблюдений /Пер. с англ.- США.-1974.
  138. Malik М.А. Reliable preventive maintenance scheduling // ALLE Trans.- 1979. Vol.ll.-P. 221−228.
  139. Tieddge I, Wogatzki E. Zur optimalen Instandhaltung von Verchlessteilen, Wiss. Z. d.TH. Magdeburg, 1991. — 25,4. — P. 7−13.
  140. Possibilities for use termovision control methods in energy production «Soviet power Engineering» by the Ral ph McEI roy Company, Inc./ B.D. Kornitski, N.A. Gnatyuk, L.D. Duts A.O. 1981.-Vol. 10. — № 3. — P. 470−472.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!