Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи нефти. Часть II. Машины и оборудование для добычи нефти: Методические указания к самостоятельной работе студентов

Федеральное агентство образования Российской Федерации

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

В.Н.ИВАНОВСКИЙ, Н.Н.СОКОЛОВ

ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Часть II

Москва 2005

Федеральное агентство образования Российской Федерации

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности

В.Н.ИВАНОВСКИЙ, Н.Н.СОКОЛОВ

ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Часть II

Методические указания к самостоятельной работе студентов по курсу «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа»

Москва 2005

2

УДК 622.276 Ивановский В.Н., Соколов Н.Н. Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи нефти. Часть 2 «Машины и оборудование для добычи нефти»: Методические указания к самостоятельной работе студентов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. – Даны основные соотношения при расчетах одного из наиболее распространенных видов оборудования для добычи нефти - установок электроприводных центробежных насосов. Приведены три домашних задания, отражающих основные разделы курса машин и оборудования для добычи и подготовки нефти и газа, связанные с изучением УЭЦН. Представлены материалы справочного характера. Рекомендуется для контроля самостоятельной работы студентов вузов нефтегазового профиля по дисциплине «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа»

Рецензент – профессор, д.т.н. Дроздов А.Н.

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005 3

СОДЕРЖАНИЕ Стр. ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………..….. 5 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 1. Определение основных геометрических размеров рабочих колес и направляющих аппаратов электроприводных центробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти. Определение типа рабочего колеса и теоретических характеристик рабочего колеса ЭЦН.………………….6 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 2. Определение осевых и радиальных усилий, возникающих при работе электроприводных центробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти. Выбор материалов осевых и радиальных опор ЭЦН.…….…….9 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 3. Подбор установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти………………………………………………………..………….15

ПРИЛОЖЕНИЯ …………….……………………………………...26 ЛИТЕРАТУРА ……………….……………………………………...44

4

ВВЕДЕНИЕ Методические указания «Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи и подготовки нефти и газа. Часть II» составлены в полном соответствии с новыми рабочими программами по специальным дисциплинам «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование». В зависимости от специальности, учебными планами предусматривается изучение дисциплины, основу которой составляет курс «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа». При изучении этой дисциплины определенное количество часов выделяется на самостоятельную работу студентов. В качестве контроля самостоятельной работы студентов, предложены варианты домашних заданий. Предлагаемые домашние задания отражают связь теоретической части с ее прикладной частью в области машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов. Количество домашних заданий определяется преподавателем в зависимости от количества часов, выделенных на самостоятельную работу студентов. Выбор варианта домашнего задания осуществляется студентами по своему номеру в студенческом журнале.

5

Домашнее задание № 1. Определение основных геометрических размеров рабочих колес и направляющих аппаратов электроприводных центробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти. Определение типа рабочего колеса и теоретических характеристик рабочего колеса ЭЦН. Основными элементами центробежного насоса являются рабочее колесо (РК) и отвод. Задачей РК является повышение кинетической и потенциальной энергии потока жидкости за счет его разгона в лопаточном аппарате колеса центробежного насоса и повышения давления. Основной функцией отвода являются отбор жидкости от рабочего колеса, снижение скорости потока жидкости с одновременным превращением кинетической энергии в потенциальную (повышение давления), передача потока жидкости к следующему рабочему колесу или в нагнетательный патрубок. Из-за малых габаритных размеров в установках центробежных насосов для добычи нефти отводы всегда выполняются в виде лопаточных направляющих аппаратов (НА). Конструкция РК и НА, а также характеристика насоса зависит от планируемой подачи и напора ступени. В свою очередь подача и напор ступени зависят от безразмерных коэффициентов: коэффициент напора, коэффициент подачи, коэффициент быстроходности (используется наиболее часто). Коэффициентом быстроходности ступени центробежного насоса называется соотношение основных рабочих показателей этого насоса (его одной ступени): n s = 3.65 n Q1/2/ H 3/4 где n – частота вращения рабочего колеса, об/мин; Q – подача насоса на оптимальном режиме, м3/с; Н - напор одной ступени насоса в оптимальном режиме, м в.ст. В зависимости от коэффициента быстроходности меняются конструкция и геометрические параметры рабочего колеса и направляющего аппарата, а также характеристика самого насоса (см.рис.1, 2 и 3 ). Для тихоходных центробежных насосов (малые значения коэффициента быстроходности – до 60-90) характерным является монотонно снижающаяся линия напорной характеристики и постоянно увеличивающаяся мощность насоса при увеличении подачи. При увеличении коэффициента быстроходности (диагональные рабочие колеса, коэффициент быстроходности составляет более 250-300) характеристика насоса теряет свою монотонность и получает провалы и горбы (линии напора и 6

Рис. 1. Характеристика насоса ЭЦНМ5 - 50 на воде плотностью ρ=1000 кг/м3 Количество ступеней – 100, коэффициент быстроходности n s = 80.

Рис. 2. Характеристика насоса ЭЦНА5А- 500 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100, коэффициент быстроходности n s = 280.

мощности). Из-за этого для быстроходных центробежных насосов обычно не применяется регулирование подачи с помощью дросселирования (установки штуцера). Использование центробежных насосов возможно при различных величинах подач и напоров по причине «гибкости» характеристики, однако практически подача насоса должна находиться внутри «рабочей части» или «рабочей зоны» характеристики насоса. Эти рабочие части характеристики должны обеспечивать наиболее экономичные режимы эксплуатации установок и минимальный износ деталей насосов (см. домашнее задание № 3) . Наиболее правильным с точки зрения энергетики выбирать границы рабочей части характеристики в пределах от Qmin до Qmax, где - Qmin = (0,70,75) Qо , а Qmax = (1,20-1,25) Qо, - подача в оптимальном (при максимальном значении КПД) режиме. Другим вариантом выбора границ 7

рабочей части характеристики является определение подачи при значениях КПД η = 0,9 ηmax.(справа и слева от оптимального режима). Задание. По заданному варианту ЭЦН определить: 1.Коэффициент быстроходности (КБ) рабочего колеса (РК). 2.По КБ и схемам РК и направляющих аппаратов определить соотношение основных размеров деталей. 3.По основным размерам деталей и внешнему виду РК выбрать натурные образцы деталей. 4.Для выбранных деталей замерить основные размеры: диаметр входа, диаметр выхода, диаметры опорных шайб, диаметры переднего и заднего дисков, диаметры вала и ступицы и т.д. Начертить эскизы РК и НА. 5.Построить характеристику одноступенчатого и многоступенчатого насоса с определенными геометрическими параметрами и коэффициентом быстроходности. На характеристике указать границы рабочей части. Варианты № Тип насоса Количество ступеней 1, 11 ЭЦН5-30 340, 440 2, 12 ЭЦН5-50 420, 380 3, 13 ЭЦН5-60 290, 400 4, 14 ЭЦН5-80 330, 420 5, 15 ЭЦН5-125 280, 340 6, 16 ЭЦН5-200 250, 300 7, 17 ЭЦН5А-160 250, 320 8, 18 ЭЦН5А-250 220, 310 9, 19 ЭЦН5А-400 340, 275 10, 20 ЭЦН5А-35 430, 390 21, 22 ЭЦНД5-80 300, 410 23, 24 2ВННП5-125 290, 340 25, 26 DN 4300 290, 340

8

Рис.3.Меридианные сечения рабочих колес и направляющих аппаратов ЭЦН: а- тихоходные рабочие колеса - коэффициент быстроходности n s = 60-80; б-быстроходные колеса - коэффициент быстроходности n s = 150-220; в- диагональные колеса - коэффициент быстроходности n s = 280 и более

Рис.4. Номограммы отношений основных геометрических размеров РК электроприводных центробежных насосов для добычи нефти [5].

9

Домашнее задание № 2. Определение осевых и радиальных усилий, возникающих при работе электроприводных центробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти. Выбор материалов осевых и радиальных опор ЭЦН. Осевые и радиальные усилия, действующие при работе ЭЦН, возникают за счт перепада давления на каждом рабочем колесе; в насосе в целом, а также за счет дисбаланса ротора (вал насоса с защитными втулками и рабочими колесами в сборе) насоса. Наличие указанных нагрузок требует оснащения насосов системами осевых и радиальных подшипников. В большинстве конструкций ЭЦН отечественного производства применяется «плавающее» рабочее колесо, осевая нагрузка, действующая на каждом рабочем колесе, передается на соответствующий направляющий аппарат (см.рис.5). В этой конструкции ЭЦН осевая нагрузка, действующая на торец вала насоса, является произведением давления насоса (секции насоса) на площадь поперечного сечения вала. Эта нагрузка воспринимается осевой опорой вала, расположенной в секции насоса (см.рис.6), или осевой опорой протектора гидрозащиты погружного электродвигателя (ПЭД). Выбор материалов осевых и радиальных опор насосов зависит от нагрузок и физико-химических свойств откачиваемой жидкости (см.табл. 1 ).

Рис.5. Конструкции рабочих колес и направляющих аппаратов ЭЦН: а- с разгрузкой осевого усилия; б – с двухопорными рабочими колесами 1-корпус ЭЦН; 2-направляющий аппарат; 3- рабочее колесо; 4- опорные шайбы (осевой подшипник рабочего колеса) 10

Рис.6. Конструкция осевой опоры вала ЭЦН: 1-пята; 2, 3-гладкая шайба; 4,5-резиновые шайбы; 6-верхняя опора; 7 – нижняя опора; 8-пружинное кольцо; 9 –дистанционная втулка; 10-радиальная опора; 11-защитная втулка

Осевая нагрузка, возникающая на рабочем колесе при работе насоса, может быть приближенно определена по формуле: А р.к. = К (F2- F1) ρ g Hст. (1) где- К –коэффициент, учитывающий изменение напора в НА ступени и тип РК, К = 0,6-0,8; F2 = 0,785 (D2 2 – d2 2), F1 = 0,785 (D1 2 – d1 2), D1 и D2- наружные диаметры переднего (нижнего) и заднего (верхнего) диска рабочего колеса (см.рис.7), м. d1 и d2- наружные диаметры опорного бурта НА на переднем диске РК и диаметр защитной втулки на заднем диске РК(см.рис.7), м. ρ - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3 g – ускорение свободного падения, м/с2 Hст.- напор ступени, м. Осевое усилие, возникающее на валу электроприводного центробежного насоса с «плавающими» рабочими колесами, определяются по формуле: А в.п.к. = Fв. * Pнас., (2) 2 где : Fв = 0,785 d , Pнас. = ρ g ΣHст. Здесь Fв – площадь поперечного сечения вала насоса; d - диаметр вала насоса; Pнас.- давление насоса; ρ - плотность перекачиваемой жидкости (все данные имеют размерность в системе СИ). Осевое усилие на валу насоса с фиксированным расположением рабочих колес («распертые» колеса)определяется по формуле: А в.ж.к. =Σ А р.к. + А в.п.к. (3) где А р.к. – осевая нагрузка от одного рабочего колеса, А р.к. = 0,785 К (D22- D12) ρ g Hст ). 11

Радиальная нагрузка, возникающая на валу насоса: R = m r ω2

(4)

где m – масса ротора (вал насоса + защитные втулки + рабочие колеса); r -радиус дисбаланса ротора (для нового насоса может быть принят радиальному зазору, равному допуску сопряжения «втулка рабочего колеса – расточка направляющего аппарата, см. рис. 4). ω -угловая скорость вращения ротора насоса.

Рис.7. Диаметральное сечение рабочего колеса Таблица 1. Материалы подшипниковых узлов [3]. Материал Допускаемое Максимальная Свойства жидкости давление, скорость МПа скольжения, м/с Чугун-текстолит ПТК 9,0 3,0 Нефть с обводненностью до 99%, мех примеси- до 100 мг/л, рН = 5,0- 8,5 Баббит-сталь 70,0 15,0 Масло минеральное или синтетическое, мех.примеси – до 5 мг/л, рН = 5,0- 8,5 Сталь - силицированный 60,0 5,0 Нефть с обводненностью до графит СГ-П 99%, мех примеси- до 2000 мг/л, рН = 5,0- 8,5 Сталь – 30,0 5,0 Нефть с обводненностью до маслонефтебензостойкая 99%, мех примеси- до 1000 резина мг/л, рН = 5,0- 8,5 Силицированный 70,0 5,0 Нефть с обводненностью до графит-силицированный 99%, мех примеси- до 2000 графит мг/л, рН = 5,0- 8,5; H2S до 12

Силицированный 30,0 графит СГ-Пмаслонефтебензостойкая резина Карбид – карбид 75,0

5,0

Сталь-бронза

50,0

3,0

Сталь-латунь

40,0

2,0

5,0

1,25 г/л Нефть с обводненностью до 99%, мех примеси- до 1000 мг/л, рН = 5,0- 8,5 Нефть с обводненностью до 99%, мех примеси- до 2000 мг/л, рН = 5,0- 8,5; H2S до 1,25 г/л Нефть с обводненностью до 99%, мех примеси- до 100 мг/л, рН = 5,0- 8,5 Нефть с обводненностью до 99%, мех примеси- до 100 мг/л, рН = 5,0- 8,5

Удельная нагрузка на материал подшипника будет зависеть от нагрузок, определяемым по формулам (1,2,3,4 ) и от площади опорной поверхности подшипника. Для осевых подшипников удельная нагрузка определяется по формуле: σ = А / F о.п. (5) где А – осевая нагрузка (определяется по формуле 2 или 3). F о.п.= 0,785 (d1 2 – d3 2), d1 и d3- наружный и внутренний диаметры опорной шайбы рабочего колеса или осевой опоры вала насоса (см.рис.5 и рис.6). Выбор материала подшипника осуществляется в соответствии с табл. 1 и для условия, когда [σ ] > k σ (где [σ ] – допускаемые, k -коэффициент запаса прочности, σ – максимальные расчетные напряжения). Коэффициент запаса прочности для материалов осевых подшипников ЭЦН выбирается равным 3-4. Для радиальных подшипников средняя удельная нагрузка определяется из уравнения р = W/ (l dвт) (6) где: W – несущая способность подшипника; l – длина радиального подшипника(втулки подшипника) (см.рис. 7); dвт – диаметр втулки радиального подшипника; (7) W = (l d μ ω ς / ψ2) μ - динамическая вязкость смазывающей жидкости, Па*с; ω - угловая скорость вращения втулки радиального подшипника, 1/с; 13

ς - безразмерный коэффициент нагруженности подшипника; ψ - относительный зазор; ψ = δ/ dвт.

Рис. 8. Промежуточный радиальный подшипник 1 — втулка вала; 2 — втулка подшипника; 3 — корпус подшипника; 4 — вкладыш подшипника; 5 — рабочее колесо

Безразмерный коэффициент для радиальных подшипников, применяемых в ЭЦН, зависит от геометрических размеров подшипника и смазывающей жидкости. При радиальном подшипнике, работающем в потоке откачиваемой жидкости, самым напряженным режимом будет режим вывода насосной установки на режим, т.е. в тот момент времени, когда откачиваемой жидкостью будет вода практически без содержания нефти. В этом случае безразмерный коэффициент нагруженности подшипника может быть выбран в пределах от 0,1 до 0,3. Задание. По основным размерам рабочего колеса, полученным в домашнем задании № 1, и характеристикам ЭЦН (см. Приложения и [1]) определить геометрические размеры осевых и радиальных опор рабочих колес и подшипников самого насоса, а по размерам подшипников и характеристикам насосов (Приложение 1), а также по заданным свойствам пластовой жидкости (табл.2) провести выбор материалов подшипников ЭЦН.

14

Таблица 2. Варианты домашнего задания № Тип ЭЦН варианта 1,16 2,17 3,18 4, 19 5, 20 6, 21 7, 22 8, 23 9, 24 10, 25 11, 26 12, 27 13, 28 14,29 15, 30

ЭЦН5-50, ЭЦН5А-160 ЭЦН5-80, ЭЦН5А-250 ЭЦН5-125, ЭЦН5А-320 ЭЦН5-200, ЭЦН5А-400 ЭЦНД5-80, ЭЦН5А-500 ЭЦНА5А-35, ЭЦНБ5А-30 ЭЦНА5-45, ЭЦНП5-50 ЭЦНА5-60, ЭЦНА5-18 ЭЦНА5-30, 2ВННП5-50 DN-3000, FC 650 DN-4300, DC 800 2ЭЦНА5-50, FS 1150 2ЭЦНА5-80, FS 925 ЭЦНА5-30, AN 900 F 400 2ЭЦНА5200

Количество ступеней, шт. 224

Содержание механических примесей, мг/л 250

228

340

192

230

208

320

373

560

254

650

278

290

290

500

334

210

373

760

254

810

278

670

290

1200

334

1060

412

940

Масса РК /масса вала, кг 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,08 / 12,35 0,102 / 17,1 0,168 / 12,35 0,112 / 17,1 0,180 / 12,35 0,142 / 17,1 0,085 / 12,35 0,142 / 17,1 0,085 / 14,35 0,125 / 17,1 0,065 / 16,35 0,102 / 17,1 0,055 / 12,35 0,112 / 17,1

15

Радиус дисбаланса, мм 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,03 0,05 0,03 0,05 0,05 0,03 0,05 0,04 0,08 0,03 0,03 0,08

Домашнее задание № 3 Подбор установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти. Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти. Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь - скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости. К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д.Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК “ЮКОС” и работу, выполненную В.С.Линевым, фирмой TRW Reda и методики, разработанные в ОКБ БН и РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине. Общая методика подбора УЭЦН при существующих допущениях выглядит следующим образом: 1.По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида. 2.По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) 16

потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке “забой скважины - прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса. В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики. Если же результат расчета оказывается нереальным (например глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески. 3.По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насоснокомпрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса. 4.По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их “водяных” рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание. 5.По новой “нефтяной” характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления). 6.По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение 17

кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок ( с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.). 7.После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя. 8.После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные: 1.Плотности, кг/куб.м: воды; сепарированной нефти; газа в нормальных условиях; 2.Вязкости, м2 / с: воды; нефти. 3.Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки. 4.Обводненность продукции пласта, доли единицы. 5.Газовый фактор, куб.м/куб.м. 6.Объемный коэффициент нефти, ед. 7.Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м. 8.Пластовое давление и давление насыщения, МПа. 18

9.Пластовая температура и температурый градиент, oС, oС/м. 10.Коэффициент продуктивности, куб.м/ (МПа*сутки). 11.Буферное давление, МПа. 12.Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм. Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности: 1.Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

ρсм = ([ρв b + ρн (1-b)] (1-Г) + ρг Г где ρн - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м ρв - плотность пластовой воды, ρг - плотность газа в стандартных условиях; Г- текущая объемная доля свободного газа; b- обводненность пластовой жидкости. 2.Определяем забойное давление, при котором дебит скважины:

обеспечивается заданный

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод где Рпл - пластовое давление; Q -заданный дебит скважины; Kпрод - коэффициент продуктивности скважины. 3.Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости: Ндин = Lскв - Pзаб / ρсм g 4.Определяем давление на приеме насоса, при котором доля свободного газа на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона (например- Г=0,15): Рпр = ( 1 – Г ) Рнас (при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0). где: Рнас - давление насыщения. 5.Определяем глубину подвески насоса: 19

L = Ндин + Pпр / ρсм g 6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса: T = Tпл – (Lскв - L) * Gт; где Tпл - пластовая температура; Gт - температурный градиент. 7.Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос: B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) √Pпр / Pнас где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объемная обводненность продукции; Pпр - давление на входе в насос; Pнас - давление насыщения. 8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос: Qпр = Q * B* 9.Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос: Gпр = G [ 1- (Pпр / Рнас )], Где G - газовый фактор. 10.Определяем газосодержание на входе в насос:

βвх = 1 / {[(( 1 + Рпр ) В*) / Gпр ] + 1} 11.Вычисляем расход газа на входе в насос: Qг.пр.с = Qпр βвх / ( 1 -βвх ) 12.Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос: 20

C = Qг.пр.с / f cкв Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса. 13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:

ϕ = βвх / [ 1 + ( Cп / C ) βпр ] где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп = 0,02 см/c при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/c при b > 0,5). 14.Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса": Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4 ϕ )] - 1 } 15.Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины": Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4 ϕ )] - 1 }, где βбуф = 1 / [(( 1 + Рбуф ) Вбуф*) /Gбуф ] + 1;

ϕбуф = βбуф / [ 1 + ( Cп / C ) βбуф ] Величины с индексом “буф” относятся к сечению устья скважины и являются “буферными” давлением, газосодержанием и т.д. 16.Определяем потребное давление насоса: Р = ρ g Lдин + Рбуф +Δ P нкт- Pг1- Pг2 где Lдин - глубина расположения динамического уровня; Рбуф - буферное давление; Δ P нкт -потери давления на гидравлические потери в колонне НКТ; Pг1-давление работы газа на участвке "забой-прием насоса"; Pг2-давление работы газа на участке "нагнетание насоса-устье скважины". 17.По величине подачи насоса на входе, потребному давлению(напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "0" (напор, мощность). 21

18.Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики: KQν = 1 - 4,95 ν 0.85 QоВ -0.57 где ν - эффективная вязкость смеси; QоВ - оптимальная подача насоса на воде. 19.Вычисляем коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости: Kην = 1 - 1.95 ν0.4 / QоВ 0.27 (QоВ -подача в м3/с) 20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос: Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр / fскв )], где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса. 21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос: q = Qж.пр / QоB где QоB – подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса . 22.Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса: qпр = Qж.пр / QоB KQν 23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

βпр = β вх ( 1 - Кс )/ [β вх ( 1 - Кс )+ Q -ж.пр ]

где – объемная доля жидкости на приеме насоса.

24.Определяем коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости: КНν = 1 - ( 1.07ν 0.6 qпр / QоB 0.57 ) 25.Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа: К = [ ( 1 - β) / (0.85 - 0.31 qпр )A ] 22

где А = 1 / [ 15.4 - 19.2 qпр + ( 6.8 qпр )2 ] 26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме: Н = Р / ρ g К КН ν 27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса: Z = H / hст , где hст - напор одной ступени выбранного насоса. Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17. Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики. 28.Определяем КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

η = Кην Кηq ηоВ где ηоВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики. 29.Определяем мощность насоса: N=P Q / η 30.Определяем мощность погружного двигателя: NПЭД = N / ηПЭД 31.Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины: Ргл = ρгл g L + Рбуф + Рзаб + ΔР нкт - Pпл 23

где ρгл - плотность жидкости глушения. Вычисляем напор насоса при освоении скважины: Нгл = Ргл / ρгл g Величина Нгл сравнивается с Н паспортной водяной характеристики. Определяем мощность насоса при освоении скважины: N гл = P гл Q / η Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины: N ПЭД. гл = N гл / ηПЭД 32. Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса: Т > [T], где [T] – максимально-допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса. 33.Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости: W=Q/F , где F = 0,785 (D2 - d2 ) - площадь кольцевого сечения, D -внутренний диаметр обсадной колонны, d-внешний диаметр ПЭД. Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным. Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на ΔL= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина ΔL зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя. После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной 24

глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС. При использовании установок ЭЦН они (УЭЦН) могут работать как в правой, так и в левой части рабочей зоны характеристики, т.е подача установки может быть больше, равна или меньше подачи в оптимальном режиме. При этом установка будет иметь различные показатели работы(КПД, потребляемую мощность, затраты на подъем тонны жидкости и т.д.) и, что очень важно, различные условия работы основных узлов и деталей установок. Так, при работе в левой части рабочей зоны характеристики (при подаче меньше, чем Qопт) при уменьшении КПД и уменьшении скорости омывания погружного агрегата откачиваемой жидкостью, может произойти перегрев установки или кабеля и их выход из строя. Также при этом режиме увеличивается напор каждой ступени и насоса в целом, что приводит к увеличению удельных нагрузок на опоры осевых подшипников как самого рабочего колеса, так и ввего ротора насоса в целом. Однако для «тихоходных» центробежных насосов при таких режимах уменьшается потребляемая мощность насоса. Работа в правой части рабочей характеристики увеличивает скорость движения откачиваемой жидкости в кольцевом пространстве «ПЭД – обсадная колонна», что улучшает условия охлаждения погружного агрегата. Также уменьшается напор насоса и каждой ступени, что приводит к значительной разгрузке осевых опор насоса. Задание По заданному варианту исходных данных: 1. произвести подбор установок электроприводных центробежных насосов для добычи нефти (не менее 2-4 вариантов по согласованию с преподавателем); 2. определить условия работы выбранных насосных установок, выбрать оптимальный вариант нефтепромыслового оборудования с точки зрения экономичности или максимально возможного срока безаварийной работы.

25

Таблица 3. Исходные данные Глубина расположения пласта, м

Пластовое давление, МПа Размеры обсадной колонны, мм

Объемный коэффициент нефти

Содержание сероводорода и углекислого газа

Газовый фактор, м3/м3

22,7 7,5 23,6 10,1 11,5 21 13 45 23,5 21 11,1 11,5 13 27 28,2

Содержание механических примесей, мг/л

Обводненность продукции пласта

2694 1256 2645 1305 1757 2527 2080 5198 2525 2894 1067 1075 1626 2591 3142

Давление затрубное/буферное, МПа

1,82 1,15 1,85 1,34 1,22 1,23 1,29 1,20 1,35 1,90 1,15 1,13 1,16 1,21 2,10

Коэффициент продуктивности

192 22 195 114 42 45 57 31 94 289 19 15 29 41 220

Температурный градиент, оС/1 м

0,25 0.2 0,53 0,95 0,22 0,1 0,63 0,92 0,38 0,37 0,21 0,6 0,82 0,99 0,95

Пластовая температура, оС

1,16 2,17 3,18 4,19 5,20 6,21 7,22 8,23 9,24 10,25 11,26 12,27 13,28 14,29 15,30

24 18 260 25 67 340 45 15 430 83 200 100 50 58 244

Давление насыщения

1,16 1015/830/1 4,8 2,17 1010/850/1 8,4 3,18 1020/830/1 4,7 4,19 1025/825/1 1,4 5,20 1035/830/1 0,9 6,21 1015/830/1 0,5 7,22 1015/830/1 1,8 8,23 1015/850/1 3,8 9,24 1015/830/1 1,5 10,25 1015/825/1 5,3 11,26 1015/850/1 0,4 12,27 1015/870/1 11,2 13,28 1015/850/1 0,4 14,29 1015/830/1 0,9 15,30 1015/820/1 8,1 Продолжение таблицы 3.. № п/п

Планируемый дебит скважины, м3/сутки

Коэффициент вязкости нефти, м2/с * 10 -5

п/п

Плотность воды/нефти/газа, кг/м3

№

17,5 7,7 17,5 11,5 7,6 6,5 8,2 21 15,5 18,1 2,5 3,1 3,2 10,3 24

92 23 90 56 37 63 54 100 78 77 52 50 36 85 89

0,02 0,02 0,02 0,04 0,02 0,01 0,03 0,02 0,02 0,01 0,03 0,03 0,02 0,02 0,03

4,50 2,3 56 5,3 13 44 7 2 49 9 35 16 6,4 8,6 29

1,4/1,6 1,1/1,1 1,1/1,3 1,1/1,4 1,1/1,2 1,1/1,0 1,1/1,3 1,1/1,2 1,1/1,1 1,1/1,0 1,1/1,1 1,1/1,2 1,1/1,1 1,2/1,1 0,9/0,8

120 260 170 130 500 320 230 130 120 320 640 840 120 270 130

0 0 0 0 0,01 0 0,02 0 0 0,02 0 0 0 0 0

130 130 150 130 130 150 130 130 150 130 130 130 130 130 130

26

ПРИЛОЖЕНИЕ

Рис. 1. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ 26-06-1485-96 и насосов ЛЭЦНМ5 ТУ 3631-00217930-004-96 на подачу 50 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 2. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ26-06-1485-96, насосов ЭЦНА5 ТУ 3631-025-21945400-97 и насосов ЛЭЦНМ5 ТУ 3631-00217930-004-96 на подачу 80 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 3. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ 26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5 ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 125 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3

27

Рис. 4. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ26-06-1485-96 на подачу 200 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100 -— — ЭЦНА5-200 ТУ 3631-025-21945400-97

Рис. 5. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 на подачу 160 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100 -—— ЭЦНА5А-160 ТУ3631-025-21945400-97

Рис. 6. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5 ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 250 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

28

Рис. 7. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5АТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 400 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м' Количество ступеней - 100

Рис. 8. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5АТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 500 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 9. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 на подачу 250 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

29

Рис. 10. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 на подачу 320 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 11. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ 26-06-1485-96 на подачу 500 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 12. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА6 ТУ 3631-02521945400-97 на подачу 800 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

30

Рис. 13. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 на подачу 1000 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 14. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 на подачу 1250 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 15. Характеристика насосов ЭЦНМ4-50 ТУ 3665-020-00220440-94 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней 100

31

Рис. 16. Характеристика насосов ЭЦНМ4-80 ТУ 3665-020-00220440-94 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней 100

Рис. 17. Характеристика насосов ЭЦНМ4-125 и 1ЭЦНМ4-125 ТУ 3665-02000220440-94 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней 100

Рис. 18. Характеристика насосов ЭЦНМ4-160 ТУ 3665-020-00220440-94 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней 100

32

Рис. 19. Характеристика насосов ЭЦНМ4-200 ТУ 3665-020-00220440-94 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней 100

Рис. 20. Характеристика насосов ЭЦНА5-18 ТУ 3631-025-21954400-97 на подачу 18 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней 100

Рис. 21. Характеристика насосов ЭЦНА5-30 ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 30 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

33

Рис. 22.. Характеристика насосов ЭЦНА5-60 ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 60 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 23. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-50 - Х...Х (2ЭЦНМ4-50 - Х...ХГ) ТУ 3665-026-00220440-96 на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней 100

34

Рис. 24. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-80 - Х...Х (2ЭЦНМ4-80 - Х...ХГ) ТУ 3665-026-00220440-96 на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 25. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-125 - Х...Х (2ЭЦНМ4-125 - Х...ХГ) ТУ 3665-026-00220440-96 на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 26. Характеристика насосов 2ЭЦНМ5А-400 - Х...Х (2ЭЦНМ5А-400 - Х...ХГ) ТУ 3665-026-00220440-96 на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

35

Рис. 27. Характеристика насосов 2ЭЦНМ5А-500- ТУ3665-026-00220440-96 на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 28. Характеристика насоса ЭЦНД5 ТУ 3665-004-00217780-98 на подачу 80 м3/сут на воде плотностью 1000 кг/м3. Количество ступеней – 100

Рис. 29. Характеристика насосов Л2ЭЦНМ(К)6-500 ТУ 3931-00217930-004-96 на воде плотностью 1000 кг/м3. Количество ступеней — 100

36

Рис. 30. Характеристика насоса (Л)ЭЦНМ5-30 ТУ 3631-007-00217930-97 на подачу 30 м3/сут на воде плотностью 1000 кг/м'. Количество ступеней — 100

Рис. 31. Характеристика насоса ЭЦНМ5 ТУ 3665-001-00217780-97 на подачу 20 м3/сут на воде плотностью 1000 кг/м3. Количество ступеней — 100

Рис. 32. Характеристика насосов DN800 фирмы REDA Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней — 1

37

Рис. 33. Характеристика насосов DN 1000 фирмы REDA Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 34. Характеристика насосов DN1100 фирмы REDA Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней - 1

Рис. 35. Характеристика насосов DN1300 фирмы REDА Частота вращения 2917 мин'', количество ступеней — 1

38

Рис. 36. Характеристика насосов DN 3100 фирмы REDA Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 37. Характеристика насосов DN 4000 фирмы REDA Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 38. Характеристика насосов GN 1600 фирмы REDA. Частота вращения 2917 мин-1. Количество ступеней – 1

39

Рис. 39. Характеристика насосов GN 2100 фирмы REDА. Частота вращения 2917 мин-1. Количество ступеней - 1

Рис.40 . Характеристика насосов А230 фирмы REDА. Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 41. Характеристика насосов А400 фирмы REDA. Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней — 1 40

Рис. 42. Характеристика насосов АN550 фирмы REDА. Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней - 1

Рис. 43. Характеристика насосов АN900 фирмы REDA. Частота вращения 2917 мин-1, количество ступеней - 1

Рис. 44. Характеристика насосов DС 800 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней - 1 41

Рис. 45. Характеристика насосов DС 1000 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин ', количество ступеней - 1

Рис. 46. Характеристика насосов DС1250 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 47. Характеристика насосов DС 2200 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней - 1 42

Рис. 48. Характеристика насосов FС 650 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 49. Характеристика насосов FС925 фирмы Centrilift . Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней — 1

Рис. 50. Характеристика насосов FS 1150 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней — 1

43

Рис. 51. Характеристика насосов FС 1200 фирмы Centrilift Частота вращения 2915 мин-1, количество ступеней — 1

ЛИТЕРАТУРА 1.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002, 768 с. 2.Чичeров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987 , 422 с. 3. Воскресенский В.А., Дьяков В.И. Расчет и проектирование опор скольжения. М.: Машиностроение, 1980, 224 с. 4.Трубы нефтяного сортамента. Справочник. М.: Недра, 1987, 423 с. 5. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Уч.пособие для вузов. Под ред.Чичерова Л.Г.-М.: Недра, 1987. 422 с.

44