Установка электро- центробежного насоса.

Текст:

СОДЕРЖАНИЕ

1.Введение..............................

2. Общий раздел

2.1 Назначение и основные условия эксплуатации оборудования (на объектах бурения эксплуатации) .

2.2 "Конструкция и технические параметры проектируемых и эксплуатируемых машин и механизмов. Типовые схемы установки оборудования на объектах эксплуатации"

2.3 "Характер разрушения основных деталей оборудования (анализ причин)"

3. Технический раздел,

4. Организационный раздел

5. Выводы и заключение

6. Список используемых источников

1.Введение.

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. С увеличением глубины спуска насосов увеличиваются нагрузки, случаются неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка наземного оборудования. Для эксплуатации глубоких скважин с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют бесштанговые погружные насосные установки.
К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:

1)электровинтовые;

2)гидропоршневые - 1%;

3)диафрагменные - 1 - 2 %;

4)электроцентробежные.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов(УЭЦН). Их преимущества в том, что на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин. Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.
      Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
        Монтаж оборудования электро -центробежных насосов прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке. УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости.
          Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо штанговых скважинных насосов (ШСН), так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.
Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы. Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.
При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация механических примесей превышает допустимую 0,1 грамм литр происходит засорение насосов, интенсивной износрабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в погружной электродвигатель по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.
      Целью и задачами составления курсовой работы являются: изучение принципа работы установки электро-центробежного насоса, изучение подземного и наземного оборудования, организации проводимых работ при эксплуатации, а также техники безопасности и охраны недр при эксплуатации скважин ЭЦН, выявить отказы причин ЭЦН.

2. Общий раздел.
2.1 Назначение и основные условия эксплуатации оборудования (на объектах бурения эксплуатации) .

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м³/сут; по напорам 740-1800 и (для отечественных насосов).Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам. Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.
Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q_№ до 150 м³/сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м³,- сут. 89 мм при Q_e > > 300 м³/сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов. Желательно подбирать насос по дебитам и напорам в области наибольшего КПД минимальной потребной мощности. Установки ЭЦН могут работать с жидкостями, содержащими до 1.25 г/л H,S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г/л H_:S.
Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г/л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г/л механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом.
В установку ЭЦН входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах ; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура. АФК1Э-65х14; станция управления и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ. Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Критерий применимости УЭЦН:
1 Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900м
2 Содержание сероводорода в добываемой продукции- до 0,01
3 Минимальное содержание попутной воды до 99%
4 Содержание механических примесей до 0,5
5 Содержание свободного газа не более 25%

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100.
У - установка;
                                                                2 (1) - номер модификации;
Э - с приводом от погружного электродвигателя;
Ц - центробежный;
Н - насос;
И - повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости);
6 (5; 5А) - группа установки;
350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде в м³/сут;
1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.
          Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов. К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор. Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

ЭЦН для нефтяных скважин включает:

Приложение 1. Установка электро- центробежного насоса.

Погружной центробежный насос изготавливают в секционном (ЭЦН) или модульном (ЭЦНМ) исполнении. Насос в секционном исполнении (ЭЦН), в общем случае, содержит нижнюю секцию с приёмной сеткой ,среднюю секцию и верхнюю секцию с ловильной головкой, причём средних секций может быть несколько. Широко применяются варианты комплектации насосов средней секции с дополнительным входным модулем – приёмной сеткой - вместо нижней секции , а также модуль-головкой – вместо верхней секции. В этом случае насосы называются модульными (тип ЭЦНМ).В тех случаях, когда требуется устранить вредное влияние свободного газа на работу насоса, вместо входного модуля устанавливается газосепаратор. Нижняя секция состоит из корпуса , вала , пакета ступеней (рабочих колёс и направляющих аппаратов, верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух рёбер для защиты кабеля, резиновых колец, приемной сетки, шлицевой муфты, крышек, и промежуточных подшипников.

Для повышения допустимого газосодержания нефти, поднимаемой на поверхность, и повышения всасывающей способности в ЭЦН используют следующие методы:

-применение сепараторов различных конструкций на входе, где происходит отделение газа;

-установка на приеме диспергирующих устройств, где происходит измельчение газовых включений и подготовка однородной жидкости;

-применение комбинированных «ступенчатых» насосов (первые ступени имеют большее проходное сечение – рассчитаны на большую подачу);

Российскими производителями выпускаются газосепараторы в соответствии с нормативными документами типов: модули насосные - газосепараторы МНГ и МНГК; модули насосные – газосепараторы Ляпкова МН ГСЛ; модули насосные газосепараторы МНГБ5 (производства ОАО «Борец»). По принципиальной схеме эти газосепараторы являются центробежными. Они представляют собой отдельные насосные модули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции насоса посредством фланцевых соединений. Валы секций или модулей соединяются шлицевыми муфтами.

Приложение 2. Модуль‑секция насоса

1 — корпус; 2 — вал; 3 — колесо рабочее; 4 — аппарат направляющий; 5 — подшипник верхний; 6 —подшипник нижний; 7 — опора осевая верхняя; 8 — головка; 9 — основание;10 — ребро; 11, 12, 13 — кольца резиновые.

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400 - 1000 мм. Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения — из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист». Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости — из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М». ьВалы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный — газосепаратор.

Приложение 3— Газосепаратор.

1 — головка; 2 — переводник; 3 — сепаратор; 4 — корпус; 5 — вал; 6 — решетка; 7 — направляющий аппарат; 8 — рабочее колесо; 9 — шнек; 10 — подшипник; 11 — основание.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ — в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250 ¸ 500 м3/сут., коэффициент сепарации 90 %, массу от 26 до 42 кг.
Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530 ¸ 2300 В, номинальный ток 26 ¸ 122.5 А.

Приложение 4 — Электродвигатель серии ПЭДУ

1 — соединительная муфта; 2 — крышка; 3 — головка; 4 — пятка; 5 — подпятник; 6 — крышка кабельного ввода; 7 — пробка; 8 — колодка кабельного ввода; 9 — ротор; 10 — статор; 11 — фильтр; 12 — основание.

Приложение 5 — Гидрозащита

а — открытого типа; б — закрытого типа

А — верхняя камера; Б — нижняя камера; 1 — головка; 2 — торцевое уплотнение; 3 — верхний ниппель; 4 — корпус; 5 — средний ниппель; 6 — вал; 7 — нижний ниппель; 8 — основание;9 — соединительная трубка; 10 — диафрагма.

        Гидрозащита двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.
       Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см³, не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя — маслом МА‑ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.
      Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.
     Третий — гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125 ¸ 250 кВт, масса 53 ¸ 59 кг.
        Система термоманометрическая ТМС-3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 ˚С.
      Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан. Кабель в сборе состоит из основного кабеля — круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского — КПБП присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Приложение 6 — Кабели

а — круглый; б — плоский; 1 — жила; 2 — изоляция; 3 — оболочка; 4 — подушка; 5 — броня.

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля — уложены параллельно в один ряд. Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160 ˚С. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя. К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники. Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000 ¸ 1800 м. Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).
Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов — КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16 ¸ 125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг. Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16 ¸ 125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.

Приложение 7 . Протектор

Протектор МП 51 состоит из корпуса 1, внутри которого размещается диафрагма 2, закрепленная на опоре 3, двух ниппелей 4 и 5, между которыми размещается узел пяты 6, верхней 7 и нижней 8 головок и вала 9 с двумя торцовыми уплотнениями 10. Вал вращается в подшипниках, установленных в ниппелях и в нижней головке. Нижний конец вала соединяется с валом электродвигателя, верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. Узел пяты воспринимает осевые нагрузки, действующие на вал.

Внутренняя полость диафрагмы сообщается с внутренней полостью электродвигателя и заполняется маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхода через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающийся вал. Полость за диафрагмой сообщается с полостью узла пяты и тоже заполняется маслом для компенсации расхода его через верхнее торцовое уплотнение.

Для удаления воздуха при заполнении маслом полостей протектора в ниппелях имеются отверстия, которые герметично закрываются пробками 13 и 14 со свинцовыми прокладками.

В ниппеле 4 имеются три отверстия, через которые при работе установки проходит пластовая жидкость, вымывает твёрдые частицы из области верхнего торцового уплотнения и охлаждает его. На период транспортирования и хранения отверстия закрыты пластмассовыми пробками 11, которые перед спуском протектора в скважину удаляются. Нижняя головка протектора имеет фланец и посадочный бурт с резиновыми кольцами 15 для герметизации соединения с электродвигателем. В верхнюю головку ввернуты шпильки для соединения с насосом. На период транспортирования и хранения протектор закрыт крышками 16 и 17.

Приложение 8. Компенсатор

Компенсатор МК 51 представляет собой корпус 1 в виде трубы, внутри которого размещена резиновая диафрагма 2. Внутренняя полость диафрагмы заполнена маслом и сообщается с внутренней полостью электродвигателя по каналу в головке 3, который перекрыт пластмассовой пробкой 4. В головке имеется отверстие для заполнения маслом внутренней полости диафрагмы, которое герметизируется пробкой 5 на свинцовой прокладке и отверстие с перепускным клапаном 6 и пробкой 7. Перепускной клапан используется в процессе подготовки компенсатора к монтажу. Полость за диафрагмой сообщается с пластовой жидкостью через отверстия в корпусе компенсатора.

Диафрагма обеспечивает передачу и уравнивание давления пластовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в двигателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые изменения объема масла в двигателе в процессе его работы. В головку компенсатора ввернуты шпильки для соединения с электродвигателем. На период транспортирования и хранения компенсатор закрыт крышкой 8.

Приложение 9. Обратный клапан

Насосный обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения повторного запуска насоса. Обратный клапан используется также при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб после спуска установки в скважину. Обратный клапан состоит из корпуса 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения спускного клапана, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в ловильную головку верхней секции насоса. Внутри корпуса размещается обрезиненное седло 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4. Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка 3 поднимается, тем самым, открывая клапан. При остановке насоса тарелка 3 опускается на седло 2 под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе, т.е. клапан закрывается. На период транспортирования и хранения на обратный клапан навинчивают крышки 5 и 6.
Приложение 10 . Спускной клапан

Спускной клапан предназначен для слива жидкости из напорного трубопровода (колонны насосно-компрессорных труб) при подъеме насоса из скважины.

Спускной клапан содержит корпус 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба муфты для соединения к насосно-компрессорным трубам, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в обратный клапан. В корпус ввернут штуцер 2, который уплотнен резиновым кольцом 3. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) специальным инструментом (например, ломом, сбрасываемым в НКТ), и жидкость из колонны насосно-компрессорных труб вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство. На период транспортирования и хранения спускной клапан закрыт крышками 4 и 5.

Погружные асинхронные двигатели в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц. При использовании регулятора частоты допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц.

Синхронная частота вращения вала двигателя – 3000 об/мин. Рабочее направление вращения вала, если смотреть со стороны головки – по часовой стрелке.

Приложение 11. Оборудование устья установки ЭЦН

1 — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета

2.3 "Характер разрушения основных деталей оборудования (анализ причин)".
Аварии установок погружных центробежных насосов для добычи нефти, так называемые отказы (расчленения самопроизвольные) или «полеты», проблема последних десятилетий, но до сих пор она кардинально не решена. Ущерб от отказов настолько велик, что любые попытки решения проблемы оправданны. За год по всем регионам происходит более тысячи «полетов», и при средней величине ущерба за один случай более 500 тыс. рублей, общие потери составляют более 500 млн. руб. в год . И не смотря на то, что уже накоплен определенный опыт борьбы с отказами, все еще продолжаются споры о причинах и мерах по устранению аварий. Причины «полетов» в настоящее время полностью не изучены, но имеющиеся эксплуатационные данные позволяют считать, что они в основном связаны с вибрацией .
Источниками вибрации являются :

1) уровень вибрации, который уже заложен в конструкции 6,5 мм/с;

2) дополнительные уровни вибрации, возникающие после ремонта и монтажа УЭЦН;

3) основные источники вибрации, возникающие при эксплуатации, которые приводят к критическому уровню вибрации - износ рабочих органов, кривизна скважин, неправильный подбор и т.д.
Места, где происходит обрыв УЭЦН:

- модуль-головка или ловильная головка - верхняя секция ЭЦН,

- соединение между ПЭД и компенсатором,

- по корпусу ЭЦН,

- по корпусным деталям протектора,

- по резьбовой части НКТ,

- по резьбе обратного клапана,

- фланцевые соединения.
Опытом эксплуатации УЭЦН установлена взаимосвязь между распределением уровней вибрации и наработками на отказ погружных агрегатов.
      Общая точка зрения заключается в том, что отказ наступает в результате усиленной вибрации и пульсации давления изношенного насоса, которые приводят к разрушению крепежных элементов и других слабых мест в насосной установке . Прочность и износостойкость элементов конструкции являются важнейшими показателями функционирования и ресурса установки. Рентгеноструктурный анализ, фрактографические и другие виды исследования изношенных поверхностей деталей позволяют утверждать, что в центробежных насосах встречаются практически все виды механизмов изнашивания: абразивное, адгезионное, эрозионное, усталостное, коррозионное . Влияние загрязненности жидкости абразивными частицами на МРП доказано опытом эксплуатации УЭЦН. Тип, размер и форма абразива влияют на характер и интенсивность изнашивания материалов электропогружных установок. Абразивы засоряют ЭЦН. Исследования в области изменения уровня мех. примесей показали, что интенсивность выноса имеет резкие «пики» (уровень КВЧ увеличивается в несколько раз) при изменении параметров - при запусках УЭТЩ или увеличениях частоты в процессе работы, но значительно снижается при стабильной долговременной работе системы . Попадание пропахивания в зазор радиальной пары трения приводит к резкому увеличению момента трения вследствие «пропахивании» частицами рабочих поверхностей и при развитии процесса - к заклиниванию . Заклинивание рабочих колес может приводить к перекосу вала и к преждевременному его слому. Центробежный насос начинает испытывать вибрационные нагрузки, которые вызывают маятниковый эффект и в конечном итоге приводит к отвороту шлицевых муфт и отрыву фланцевого соединения между насосом и погружным двигателем.
      Механизм абразивного изнашивания, заключающийся во внедрении в мягкий материал твердых частиц и абразивном воздействии на более мягкую деталь, характерен для пар трения типа резина-сталь, латунь-чугун и т. д. Недостаточная износостойкость опор скольжения и торцевых утоплений приводит к увеличению зазоров и, как следствие, перетоку жидкости в рабочих ступенях, увеличению дисбалансов вращающихся масс, которые увеличивают амплитуды хшлебаний корпуса насоса и НКТ. Механизм взаимодействия абразивных частиц с поверхностями ірения меняется по мере увеличения зазоров. По мере увеличения зазоров возрастает интенсивность изнашивания, увеличивается эксцентриситет из-за уменьшения центрирующей силы и увеличения силы смещения вследствие увеличения центробежной силы, действующей на ротор при несовпадении центра тяжести и оси вращения, и возникновения несимметрии эпюр давления, действующих на наружную поверхность рабочего колеса . Наличие зазоров во фланцевых соединениях при ослаблении затяжки болтов ведет к возникновению ударных сил, разрушающих насосную установку .
      Проблема абразивного изнашивания обостряется по следующим причинам: глубина скважин имеет тенденцию к увеличению, а скорости вращения привода насосов к возрастанию. Абразивный и адгезионный виды изнашивания наиболее часто встречаются в малодебитных насосах.
      Фрактографические исследования крепежа и фланцев, разрушенных в процессе эксплуатации, указывают на усталостный характер их разрушения, которое происходит при действии на конструкцию сил с переменной во времени амплитудой.
      Изнашивание радиальных опор (концевые подшипники, защитная втулка, направляющий аппарат) приводит к возникновению динамических нагрузок в корпусных деталях и НКХ возникновению поперечных колебаний, которые моїут вызвать отказ установки по критерию усталостной прочности . Усталостное разрушение резьбовых деталей, фланцев, корпусов и т.д. -результат действия многоцикловых переменных нагрузок, источником которых являются различные процессы в насосе . В настоящее время не существует удовлетворительной системы идентификации отказа по критерию усталостной прочности, анализа его возможных причин в ЦБПО при расследовании аварий .
     Причина разрушения деталей ЭЦН в процессе эксплуатации связана также с коррозионным поражением металла. Одной из существенных причин быстрого изнашивания трущихся поверхностей является образование ржавчины на этик поверхностях, когда скважина сильно обводнена. Чугун, из которого изготовлены рабочие колеса и направляющие аппараты, на поверхностях трения окисляется и обе контактирующие поверхности интенсивно изнашиваются, т.к. твердость окислов железа превосходит твердость этих поверхностей существенно . Повышение обводненности и минерализации добываемой жидкости, её бактериальное поражение являются объективной причиной ускоренной коррозии оборудования. Процесс коррозионного разрушения происходит поэтапно: 1-ый этап - сульфидная коррозия, 2ой этап - отслоение продуктов коррозии, 3-ий этап - механический износ за счет взаимодействия поверхности деталей с частицами песка, 4-ый этап - наводороживание металла в процессе которого происходит образование трещин СКРН и выкрашивание отдельных фрагментов металла.
      Одной из наиболее опасных форм коррозии является сульфидно -коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН), а наиболее распространенный механизм - электрохимическое растворение , Исследования, выполненные в ОАО «ВНИИТНефть», показали, что в подавляющем большинстве случаев первопричиной разрушения пар «опора-колесо-втулка» является хрупкое (из-за наводороживания) разрушение поверхностных слоев деталей и уже последующий гидроабразивный износ продуктами коррозии, попадающими в зону трения .
      Механизм разрушения фреттинг - коррозии возможен при контактном взаимодействии поверхностей отверстия рабочего колеса и вала. Физической основой возникновения фреттинг - коррозии являются характер движения колеса, определяемый дисбалансом, и существование колебаний колеса относительно вала с малой амплитудой .

3. Технический раздел

Особенности эксплуатации УЭЦН обусловлены спецификой характеристик центробежного насоса и условиями его совместной работы со скважиной. УЭЦН спускают в скважину на колонне подъемных труб на глубину, соответствующую погружению агрегата, под динамический уровень жидкости, при котором содержание газа, выделяющегося из пластовой жидкости, не превышает определенного предела, обеспечивающего устойчивую работу насоса. При остановке скважины, оборудованной УЭЦН, на длительное время происходит разделение пластовой жидкости на нефть и воду, причем граница их раздела располагается, как правило, ниже приема насоса. Поэтому при пуске насоса, например, после длительной остановки в результате обесточивания электросети сначала установка подает чистую нефть, потом воду и, наконец, когда установится приток жидкости в скважину, насос начинает подавать смесь воды, нефти и газа в характерной для скважины пропорции. Попав в центробежный насос, смесь превращается по мере прохождения его ступеней в эмульсию, которая поднимается по колонне подъемных труб на поверхность. По мере ее подъема и уменьшения гидростатического давления из нее выделяется газ. При добыче парафинистой нефти из-за уменьшения температуры жидкости, так же как и при фонтанном или газлифтном способе эксплуатации, начинается кристаллизация парафина, который откладывается на стенках подъемных труб. При определенных условиях парафин может откладываться и на стенках эксплуатационной колонны, ниже приема насоса. Отложению парафина способствует уменьшение скорости движения жидкости в подъемных трубах, а также неравномерность потока жидкости. Скорость движения жидкости при заданной подаче насоса определяется диаметром труб, и при возможности отложения парафина их следует выбирать возможно доеныыего диаметра. Неравномерность потока жидкости в подъемных трубах обусловлена в первую очередь интенсивным выделением растворенного газа при подходе к устью скважины. В результате непрерывное движение газожидкостной смеси превращается в последовательное перемещение порций жидкости и газа, что способствует быстрому запарафиниванию труб. Для исключения подобного режима работы подъемника на устье скважины необходимо поддерживать буферное давление не менее 0,2 — 0,5 МПа, что достигается установкой штуцера соответствующего диаметра или же пред-определяется режимом работы системы промыслового сбора продукции скважин. Как правило, буферное давление при использовании герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин составляет 0,3 — 4,0 МПа. Штуцеры устанавливают также для ограничения подачи насоса в тех случаях, когда она превышает дебит скважины, рассчитанный исходя из условий эксплуатации месторождения в целом.

Помимо отложений парафина в подъемных трубах причиной выхода установки из строя, а следовательно, необходимости в подземном ремонте являются неисправности и неполадки в кабеле или механической части погружного агрегата. Наиболее частой причиной выхода кабеля из строя является пробой изоляции или уменьшение ее сопротивления ниже определенного уровня. Пробой изоляции происходит мгновенно в результате механического повреждения кабеля в процессе его спуска или растрескивания изоляции и проникновения в трещины пластовой жидкости. Наиболее часто проникновение жидкости через изоляцию происходит в месте присоединения кабеля к электродвигателю, реже — в результате проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя.
При снижении сопротивления изоляции в результате ее старения ниже определенного предела следует прекратить эксплуатацию установки, так как дальнейшая работа приводит к короткому замыканию, обгоранию отдельных элементов электрической цепи, что, в свою очередь, ведет к усложнению и удорожанию ремонта установки Неисправности в механической части погружных установок могут быть связаны с заклиниванием вращающихся деталей, вызванным некачественной сборкой агрегата на скважине перед его спуском — перекосом во фланцевом соединении двигателя с протектором, протектора с насосом. В подобных случаях заклинивание обнаруживается при пуске установки. Если заклинивание произошло в результате изнашивания подшипников насоса и протектора, то оно происходит после определенного периода эксплуатации насоса.
Погружные центробежные электроустановки рассчитаны на продолжительную работу, которая достигает 12 — 20 мес при благоприятных условиях эксплуатации и 3 — 4 мес при неблагоприятных — высокой температуре пластовой жидкости, большом содержании воды и механических примесей и т. п.

Наиболее частыми причинами снижения или полного прекращения подачи жидкости являются следующие:

· недостаточный приток пластовой жидкости в скважине;

· недостаточный напор насоса;

· дефектные резьбовые соединения в колонне подъемных труб, слив жидкости через случайно сломанный штуцер сливного канала и другие дефекты колонны;

· засорение приемной сетки и первых ступеней насоса окалиной, песком, парафином или отложениями солей.

Все перечисленные причины устраняются при проведении подземного ремонта скважины.

Преимущества ЭЦН. Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, ЭЦН могут пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными рабочими площадями, как например на морских установках, если затраты на подъем не являются ограничивающим фактором. Они также используются на промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. ЭЦН являются одним из наиболее высокообъемных методов механизированной эксплуатации. ЭЦН имеют преимущество над другими высокообъемными методами, так как они могут создавать более высокую депрессию на пласт и повысить его продуктивность в тех случаях, когда возможно решение проблем с помехой от газа и выноса песка. Диаметр обсадной колонны также не является важным для обеспечения возможности откачки таких больших объемов. По мере роста объемов заводнения, традиционным становится откачка нескольких тысяч баррелей жидкости в сутки в процессе улучшения эффективности пластового вытеснения. Данная система легко может быть автоматизирована и может проводить откачку периодически или постоянно, но постоянная откачка является предпочтительной для увеличения срока службы. Для неглубоких скважин капитальные затраты являются относительно невысокими.
Недостатки ЭЦН. Существует несколько недостатков ЭЦН. Основной проблемой является ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование окалины или минерального осадка может помешать работе электрического центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какого-либо компонента, приходится извлекать всю систему целиком.

Если присутствует высокий процент газа, принимаются меры для его отделения и возврата назад в обсадную колонну до того как он попадет в насос. Засасывание больших объемов свободного газа может вызвать неустойчивую работу и привести к механическому износу и возможному перегреву. На морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на приеме насоса.

4. Организационный раздел

После допуска к работе надзор за соблюдением членами бригады требований охраны труда возлагается на производителя работ (наблюдающего), который обязан так организовать свою работу, чтобы вести контроль за членами бригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа.
При необходимости временного ухода с рабочего места производитель работ (наблюдающий), если его не могут заменить руководитель работ, допускающий или работник, имеющий право выдачи нарядов в данной электроустановке, обязан вывести бригаду с места работы (с выводом ее из РУ и закрытием входных дверей на замок, со спуском работающих с опоры ВЛ и тому подобное).

В случаях подмены производителя работ (наблюдающего) он обязан на время своего отсутствия передать наряд работнику, его заменившему.

При необходимости в электроустановках до 1000В при работах по распоряжению допускается временный уход производителя работ. В этом случае разрешается оставаться на рабочем месте и продолжать работу одному или нескольким членам бригады, имеющим группу по электробезопасности III.

В электроустановках напряжением выше 1000В запрещается оставаться одному производителю работ (наблюдающему) или членам бригады без производителя работ (наблюдающего).Исключением могут быть следующие виды работ:

-регулировка выключателей, разъединителей, приводы которых вынесены в другие помещения;

-монтаж, проверка вторичных цепей, устройств защиты, электроавтоматики, сигнализации, измерений, связи и другие;

-прокладка силовых и контрольных кабелей;

-испытания электрооборудования с подачей повышенного напряжения, когда необходимо осуществлять наблюдение за испытываемым оборудованием и предупреждать посторонних лиц об опасности приближения к нему. Указанные работы проводятся на основании и при соблюдении условий, предусмотренных настоящими Межотраслевыми правилами.

С разрешения производителя работ допускается временный уход с рабочего места одного или нескольких членов бригады. При этом не требуется выводить их из состава бригады. В электроустановках напряжением выше 1000В число членов бригады, оставшихся на рабочем месте, должно быть не менее двух, включая производителя работ. Члены бригады, имеющие группы по электробезопасности III - IV, могут самостоятельно выходить из РУ и возвращаться на рабочее место, имеющие группу по электробезопасности II, - только в сопровождении члена бригады, имеющего группу по электробезопасности III - IV, или работника, имеющего право единоличного осмотра электроустановок. Запрещается после выхода из РУ оставлять дверь не закрытой на замок. Возвратившиеся члены бригады могут приступить к работе только с разрешения производителя работ. До их возвращения производитель работ не имеет права покидать рабочее место, если помещение, в котором находится электроустановка, нельзя закрыть на замок.

При обнаружении нарушений требований настоящих Межотраслевых правил или выявлении других обстоятельств, угрожающих безопасности работающих, члены бригады должны быть выведены с рабочего места, а производителем работ должен быть передан наряд допускающему. Только после устранения обнаруженных нарушений члены бригады могут быть вновь допущены к работе с соблюдением требований первичного допуска.

Численность бригады и ее состав должны определяться с учетом квалификации работающих, группы по электробезопасности, условий выполнения работы и возможности обеспечения надзора за членами бригады производителем работ или наблюдающим.

Член бригады, работающий по наряду, должен иметь группу по электробезопасности не ниже III.

В бригаду на каждого работающего, имеющего группу по электробезопасности III, допускается включать одного работника с группой по электробезопасности II, но общее число членов бригады с группой по электробезопасности II не должно превышать трех. Оперативно-ремонтный персонал по разрешению вышестоящего оперативного персонала может быть привлечен к работе в ремонтной бригаде с записью в оперативном журнале и оформлением в наряде. Изменять состав бригады разрешается лицу, выдававшему наряд, или другому работнику, имеющему право выдачи нарядов на работу в данной электроустановке. Указания об изменениях состава бригады могут быть переданы по телефону, радиосвязи или с нарочным допускающему, руководителю или производителю работ, который в наряде за своей подписью записывает фамилию и инициалы работника, давшего указание об изменении.

Производитель работ (наблюдающий) проводит целевой инструктаж введенным в состав бригады работающим. Проведение инструктажа оформляется подписями производителя работ (наблюдающего) и работающих в таблице 3 наряда с указанием даты и времени. При замене руководителя или производителя работ, а также изменении состава бригады более чем наполовину от первоначального состава наряд должен быть выписан заново.

Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами.

       Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.
       Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС-01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70 % потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70 % номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ-4310СК.
      В УШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг — проводник энергии от привода, расположенного на поверхности. В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ).

     Техника безопасности и охрана окружающей среды при эксплуатации
                                           скважин УЭЦН.
       Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин электроцентробежными насосными установками - ограждение движущихся частей станка - качалки и правильное выполнение требований при ремонте.внедрением однотрубной системы сбора и транспорта продукции нефтяныхскважин серьёзные требования предъявляются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважины, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоустанавливающейся головкой типа СУС1-73-25, рассчитанное на рабочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 на давление 4,0МПа.
           При монтаже и эксплуатации станков - качалок предъявляются следующие основные требования техники безопасности:

1. Станок - качалку необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

2. Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

3. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсной подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20см.

4. Запрещается поворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его, подкладывая трубу, лом и др. предметы.

5. Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рычагов: устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.

6. Работы, связанные с осмотром или заменой отдельных частей станка, необходимо выполнять при остановке станка.

7. Перед пуском станка - качалки следует убедиться, что станок не на тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет посторонних лиц.

8. До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью «Внимание! Пуск автоматический».
При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. электроцентробежная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна иметь заземление. В качестве заземлителя электрооборудования необходимо использовать кондуктор скважины, который должен быть связан с рамой станка двумя заземляющими проводниками приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Заземляющим проводником может быть круглая, плоская, угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка - качалки применяют изолирующие подставки.

5. Выводы и заключение.

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.

Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу динамических лопастных насосов, характеризующихся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

6. Список используемых источников

1. Бухаленко Е.И. и др. Нефтепромысловое оборудование: справочник / Е.И. Бухаленко и др. - М., 2000 г. - 559 с.

2. Дроздов А.Н. Применение погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти: учебн. пособие. / А.Н. Дроздов. – М.:РГУ нефти и газа, 2001

3. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров и др.– М.: ГУП Изд.-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – 824с.

4. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. Международный транслятор / под редакцией В.Ю. Аликперова, В.Я. Кершенбаума. - М., 1999. - 615 с.

5.Андреев В.В. Уразаков К.Р. «Справочник по добыче нефти и газа»-2002 г.
6. Основы нефтегазового дела: Учебник. Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов -М.: 2003.-307с.: ил.
7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.
8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -- М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.
9. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000.
10. Раздорожный А. А. Охрана труда и производственная безопасность: Учебно-методическое пособие - Москва: Изд-во «Экзамен», 2005. - 512 с.
11. Бобкова О.В. Охрана труда и техника безопасности. Обеспечение прав работника. Издательство: Омега-Л, 2008. - 290 с.