Нефть и газ. Нефтегазовое дело
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
121 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING УДК 621.855-027.45 DOI: 10.17122/ngdelo-2019-2-121-128 В работе представлен анализ отказов узлов цепных приводов штанго- вого скважинного насоса в ПАО «Татнефть» и УК ООО «ТМС групп» при помощи статистического метода контроля качества — АВС- анализа (или анализа Парето). В ходе эксплуатации длинноходовых цепных приводов были выявлены узлы, требующие модернизации. В частности, отмечены систематические отказы тяговых цепей, каретки противовеса, скалки каретки, грузовой ленты, канатной подвески, узла звёздочки, промежуточной опоры и утечки смазочного масла из-за негерметичности корпуса преобразующего механизма привода. Главное преимущество цепного привода над традиционным стан- ком-качалкой — это обеспечение лучших условий эксплуатаций малодебитного и осложнённого фонда скважин путём увеличения длины хода плунжера и снижения частоты качания. Однако их надежность по сравнению со станками-качалками оставляет желать лучшего, поэтому стоит вопрос о повышении надежности узлов цепного привода. На основе АВС-анализа выявлено, что основную долю составляют отказы, связанные с передаточным механизмом и канатной подве- ской. Установлено, что в Руководстве по эксплуатации цепного при- вода отсутствуют: допустимые пределы утонения металлоконструк- ций цепного привода и виброскорости на подшипниковых опорах тяговой цепи; нормы отбраковки механических повреждений основ- ного металла. Разработана методика технического диагностирования цепного при- вода, включающая различные виды неразрушающего контроля: визуально-измерительный контроль, ультразвуковая толщиноме- трия, вибродиагностика, ваттметрирование. МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРИВОДА ШТАНГОВОГО СКВАЖИННОГО НАСОСА ЦЕПНОГО ТИПА ПЦ-60-18-3,0-0,5/2,5 TECHNIQUE FOR TECHNICAL DIAGNOSTIC OF CHAIN DRIVE DEEP-WELL PUMP TYPE PTS-60-18-3,0-0,5/2,5 Е. И. Шалимов Evgeniy I. Shalimov Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Российская Федерация Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russian Federation В. У. Ямалиев Vil U. Yamaliev Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Российская Федерация Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russian Federation С. Н. Ленков Stanislav N. Lenkov Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Российская Федерация Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russian Federation Ключевые слова цепной привод, АВС-анализ, техническая диагностика, вибродиагностика, остаточный ресурс, роликовая цепь, ваттметрирование The paper presents the node failure analysis of chain drive deep-well pump in PAO «Tatneft» and UK OOO «TMS-grupp» by means of statistical quality control method — ABC-analysis (or Pareto analysis). During the operation of long-stroke chain drives, nodes have been identified that require modernization. In particular, systematic failures of the traction chains, the counterweight carriage, the carriage rolling pin, the cargo belt, the cable suspension, the sprocket assembly, the intermediate support and the loss of lubricating oil due to the leakproofness of the housing of the transforming drive mechanism are noted. The chain drive main advantage over a traditional pumping unit is to pro- vide the best conditions for low-yield operation and complicated wells stock by increasing the plunger stroke length and reducing the swing fre- quency. However, their reliability in comparison with rocking machines Key words chain drive, ABC-analysis, technical diagnostics, vibration diagnostics, residual resource, roller chain, wattmetering 122 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING leaves much to be desired, so there is a question about increasing the chain drive nodes reliability. Based on ABC-analysis revealed that the main share of failures, related with gear and rope suspension. It established that in the chain drive manual absent permissible limits for metal thinning of chain drive, vibration velocity on the bearings of the traction chain; rejection rates of mechanical damage to the base metal. A technique for technical diagnostics has been developed, including various types of non-destructive testing: visual measuring control, ultrasonic thickness measurement, vibration diagnostics, wattmetering. Приводы штанговых скважинных насосов на основе редуцирующего преобразующего механизма, получившие название цепные приводы, широко распространены в россий- ских и зарубежных нефтяных компаниях. Главное преимущество цепного привода над традиционным станком-качалкой — это обе- спечение лучших условий эксплуатации мало- дебитного и осложнённого фонда скважин путём увеличения длины хода плунжера и снижения частоты качания. Однако их надеж- ность по сравнению со станками-качалками оставляет желать лучшего, поэтому стоит во- прос о повышении надежности узлов цепного привода [1, 2]. В ходе эксплуатации длинноходовых цеп- ных приводов в ПАО «Татнефть» и УК ООО «ТМС групп» были выявлены узлы, требую- щие модернизации. В частности, отмечены систематические отказы тяговых цепей, ка- ретки противовеса, скалки каретки, грузовой ленты, канатной подвески, узла звёздочки, промежуточной опоры и утечки смазочного масла из-за негерметичности корпуса преоб- разующего механизма привода. По состоянию на 01.06.2016 в УК ООО «ТМС групп» в прокате у различных компаний находится 1430 единиц цепных при- водов различного типа. Для выявления харак- терных отказов цепных приводов проведен анализ выборки по 1757 отказам за период с 01.01.2016 по 01.06.2016. Распределение от- казов цепного привода по узлам представлено на рисунке 1. Для анализа отказов узлов цепного при- вода применим статистический метод кон- троля качества, который называется диа- грамма Парето. Диаграмма Парето — это ин- струмент, позволяющий распределить усилия для разрешения возникающих проблем и вы- явить основные причины, с которых нужно начинать действовать. Метод анализа Парето заключается в классификации проблем каче- ства на немногочисленные, но существенно важные и многочисленные, но несуществен- ные. Он позволяет распределить усилия и установить основные факторы, с которых нужно начинать действовать [3, 4]. Для построения данной диаграммы сведем данные о числе дефектов узлов цепного при- вода в таблицу 1. Далее по данным таблицы 1 построим диа- грамму Парето и кумулятивную кривую. Как видно из рисунка 2, наибольший вклад в число дефектов вносит тяговая цепь (63,7 %). При использовании диаграммы Парето для выявления результатов деятельности наибо- Рисунок 1. Распределение отказов цепного привода по узлам за 5 месяцев 2016 г. 123 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING Таблица 1. Результаты регистрации данных по типам дефектов для построения диаграммы Парето Узел цепного привода Число дефектов Накопленная сумма числа дефектов Процент числа дефектов по каж- дому признаку к общей сумме Накопленный процент Цепь тяговая 1119 1119 63,7 63,7 Каретка 176 1295 10,0 73,7 Лента грузовая, канатная подвеска 136 1431 7,7 81,4 Узел звездочки 90 1521 5,1 86,6 Противовес 80 1601 4,6 91,1 Редуктор 60 1661 3,4 94,5 Скалка каретки 52 1713 3,0 97,5 Тормозное устройство 20 1733 1,1 98,6 Барабан 17 1750 1,0 99,6 Рама 7 1757 0,4 100,0 Итого 1757 — Рисунок 2. Диаграмма Парето отказов узлов цепного привода и кумулятивная кривая лее распространенным методом является АВС-анализ. Сущность АВС-анализа в данном контек- сте заключается в определении трех групп, имеющих три уровня важности для управле- ния качеством: — группа А: наиболее важные, существен- ные проблемы, причины, дефекты. Относительный процент группы А в общем количестве дефектов (причин) обычно состав- ляет от 60 % до 80 %. Соответственно устра- нение причин группы А имеет большой при- оритет, а связанные с этим мероприятия — са- мую высокую эффективность; — группа В: причины, которые в сумме имеют не более 20 %; — группа С: самые многочисленные, но при этом наименее значимые причины и проб- лемы. Таким образом АВС-анализ отказов узлов цепного привода показал, что существенными отказами, которые должны иметь большой приоритет и высокую эффективность при устранении причин данных отказов, являются отказы тяговой цепи, каретки передаточного механизма, грузовой ленты и канатной подвески (в зависимости от типа цепного при- вода) (группа А). Самой многочисленной группой является группа В, в которую вошли отказы узлов звездочки, противовеса, редук- тора, скалки каретки передаточного меха- низма, к ним также требуется повышенное внимание при устранении причин отказов для снижения доли отказов и, таким образом, по- вышение надежности цепного привода. Принимая во внимание результаты АВС- анализа, была разработана методика техниче- ского диагностирования цепного привода, которая включает следующие части и виды неразрушающего контроля: — подготовка цепного привода к диагно- стированию; — визуально-измерительный контроль; 124 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING — ультразвуковая толщинометрия метал- локонструкций рамы цепного привода; — вибродиагностика цепного привода; — ваттметрирование; — неразрушающий контроль сварных со- единений; — капиллярный метод контроля деталей цепного привода; — вихретоковая дефектоскопия деталей цепного привода; — расчет остаточного ресурса цепного привода. Результаты проведения неразрушающего контроля оформляются актами неразрушаю- щего контроля с выводами о наличии или от- сутствии дефектов. Рассмотрим каждую часть методики от- дельно. Подготовка ц епного привода к диагностированию Перед началом работ организация-владе- лец, в сроки в соответствии с графиком про- ведения работ по продлению срока безопас- ной эксплуатации, должна обеспечить подго- товку цепного привода к проведению диагностирования: — для проведения обследования привод цепной (ПЦ) должен быть выведен из произ- водственного процесса, остановлен и подго- товлен к безопасному ведению работ; — ПЦ должен быть очищен от грязи, от- слоений, краски и коррозии; — место проведения обследования должно быть оснащено необходимыми устройствами и средствами, обеспечивающими безопасное проведение работ. Визуально-измерительный контроль (ВИК) Проводится с целью выявления поверх- ностных дефектов, которые могли возникнуть в процессе монтажа и эксплуатации. Для из- мерения отклонений от формы и размеров деталей и сборочных единиц, а также поверх- ностных дефектов следует применять исправ- ные, прошедшие метрологическую поверку, инструменты и приборы. Обычно применяют специальные комплекты визуального и изме- рительного контроля. При визуальном контроле проверяются: — комплектность цепного привода; — качество защитных покрытий и окра- ски; — правильность функционирования дета- лей и сборочных единиц; — состояние фундамента; — наличие и состояние крепежных дета- лей; — местные механические повреждения (разрывы, изломы, раковины, вмятины); — расслоение основного металла; — наличие трещин в сварных швах, метал- локонструкциях, деталях и сборочных едини- цах; — наличие очагов коррозии; — наличие деформации элементов метал- локонструкции; — наличие ограждения, защитных коху- жов и их исправность; — наличие посторонних шумов и повы- шенной вибрации; — наличие подтеков масла по плоскостям разъемов, крышкам валов, валам редуктора; — наличие и исправность защиты кабеля от повреждений; — наличие заземления привода, станции управления, электродвигателя; — состояние тормоза, ремней, канатной оснастки, цепи, грузовой ленты; — крепление механизмов и узлов. При измерительном контроле на месте экс- плуатации определяют: — размеры механических повреждений основного металла [5]; — размеры деформированных участков основного металла [6]; — размеры дефектов сварных соединений; — глубину коррозионных язв и размеры коррозионного повреждения; — отклонение основной рамы с постамен- том редуктора от горизонтальности [7]; — отклонение плоскости симметрии рамы от центра скважины (не должно превышать 12 мм); — температуру подшипников редуктора и электродвигателя [8]; — диаметр каната канатной подвески; — средний шаг тяговой цепи (для ролико- вой цепи с шагом 50,8 мм допускаемое увели- чение шага составляет 3 %); — диаметр роликов на уравновешиваю- щем грузе (не должно быть менее 94 мм для основного ролика и менее 64 мм для бокового ролика). Ультразвуковая толщинометрия метал локонструкций рамы цепного привода Ультразвуковая толщинометрия применя- ется в целях определения количественных характеристик утонения стенок элементов металлоконструкций. Измерения толщины стенки следует проводить в соответствии с 125 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING заводскими требованиями по эксплуатации, изложенными в паспорте на прибор, требо- ваниями ГОСТ 14782. Для прогнозирования остаточного ресурса необходимо произво- дить расчет прогнозируемых коррозионных потерь. Для измерений толщины металла могут быть использованы ультразвуковые толщино- меры, обеспечивающие погрешность измере- ния не более 0,1 мм. В местах измерения толщины поверхность должна быть подготовлена. Толщина металла определяется как среднее значение по резуль- татам трех измерений. Металлоконструкции отбраковывают, если при ультразвуковой толщинометрии обнару- жено коррозионное и эрозионное повреждение площадью более 10 % от площади поверхности детали и глубиной более 10 % от толщины стенки (полки профиля проката) детали [9, 10]. Вибродиагностика цепного привода Измеряют вибрацию электродвигателя, ре- дуктора, рамы, фундамента, подшипниковой опоры узлов звездочек тяговой цепи. Критерием, определяющим техническое со- стояние цепного привода при проведении ви- броконтроля, является наибольшая величина замеренного среднеквадратического значения (СКЗ) виброскорости, оценка технического состояния механизмов ПЦ, по результатам из- мерения вибрации можно производить в соот- ветствии с Приложением Б ГОСТ ИСО 10816-1-97 «Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 1. Общие тре- бования», класс 1 (таблица 2). Таблица 2. Границы вибрационных зон для механизмов ПЦ Значение СКЗ виброскорости, мм/с до 0,71 свыше 0,71 до 1,8 свыше 1,8 до 4,5 свыше 4,5 Вибрационное состояние Хорошее состояние Удовлетворительное состояние Допустимое состояние Недопустимое состояние С учетом результатов проведенного АВС- анализа отказов узлов цепного привода, дан- ные границы вибрационных зон, приведенные в Приложении Б ГОСТ ИСО 10816-1-97, мо- гут быть только временными, примерными, которыми можно пользоваться при отсутствии подходящих нормативных документов. В ра- ботах [11, 12] авторами был разработан экс- периментальный стенд и проведены виброди- агностические исследования на стенде для различных показателей натяжения цепи и определены границы зон для различных тех- нических состояний цепного привода. Однако разработанные критерии «Допустимо» и «Недопустимо» недостаточны для оценки тех- нического состояния ПЦ по результатам ви- бродиагностики, требуется более тщательный анализ зависимости натяжения тяговой цепи от значения СКЗ виброскорости на подшип- никовых узлах звездочек тяговой цепи [13]. Ваттметрирование (замер потребляемой мощности в зависимости от хода штока) Применяется для определения уравнове- шенности цепного привода и для контроля технического состояния клиноременной пере- дачи и глубинного оборудования. Привод счи- тается уравновешенным, если величина тока при ходе полированного штока вверх и вниз отличается не более, чем на 10 %. Неразрушающий контроль сварных соединений Неразрушающий метод контроля проводят с целью выявления в основном металле, зоне термического влияния и в сварном шве не- сплошностей различного вида и происхожде- ния, определения места их расположения, размеров, контроля геометрических параме- тров, оценки качества металлов. Для кон- троля сварных соединений обычно приме- няют ультразвуковую дефектоскопию и радио графический метод контроля. Ультразвуковая дефектоскопия (УЗД) обе- спечивает выявление дефектов типа трещин, непроваров, несплавлений, шлаковых вклю- чений, газовых пор и т.д. с эквивалентной площадью не менее нормативных величин дефектов, указание их количества, координат расположения и условной протяженности без расшифровки характера. УЗД должна осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 12503, ГОСТ 14782. Радиографический метод контроля приме- няют для выявления в сварных соединениях трещин, непроваров, пор, шлаковых, окисных и других включений, а также выявления про- жогов, подрезов, оценки величины выпукло- сти и вогнутости корня шва. Радиографический метод контроля следует проводить после устранения обнаруженных при визуально- 126 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING оптическом контроле дефектов и зачистки кон- тролируемого участка от неровностей, шлака, брызг металла, окалины и других загрязнений, изображение которых на радиографическом снимке могут затруднить расшифровку сним- ков и оценку качества сварного соединения. Схемы просвечивания, режимы и параме- тры радиографического метода контроля вы- бирают в соответствии с требованиями ГОСТ 7512, ОСТ 26-11-03-86, ОСТ 102-51-85. Недопустимыми дефектами сварных швов являются: — трешины любых видов и направлений в металле шва, по линии сплавления и около- шовной зоне; — несплавления по кромкам и сечению сварного шва; — непровары глубиной более 10 % от тол- щины шва, суммарной длиной более 5 % от длины шва для сероводородной среды и более 10 % для остальных, а также более 1 мм — при толщине шва до 15 мм и более 1,5 мм — при толщине шва свыше 15 мм; — прожоги; — единичные поры глубиной более 10 % от толщины стенки (полки профиля проката), цепочки и скопление пор, шлаковых включе- ний, расположенных на одной линии в коли- честве более трех штук с расстоянием между ними, равным трехкратной величине дефек- тов на длине, равной толщине стенки (полки профиля проката). Капиллярный метод контроля деталей цепного привода Капиллярный метод контроля применяют для проверки состояния металла деталей и сборочных единиц цепного привода на нали- чие трещин, расслоений, закатов, надрывов, раковин, пор, выходящих на поверхность, определения их расположения, протяженно- сти, а также для выявления дефектов сварных и механических соединений. При капиллярном методе контроля деталей и сборочных единиц цепного привода доста- точен II уровень чувствительности контроля, что соответствует выявлению таких дефектов, как поверхностные трещины с раскрытием до 10 мкм при глубине 0,03 – 0,04 мм. Общие требования к цветному методу, тре- бования к контролируемой поверхности, оп- тимальные рабочие составы, методика кон- троля должны соответствовать требованиям ГОСТ 18442. Вихретоковая дефектоскопия деталей цепного привода Вихретоковую дефектоскопию применяют для выявления трещин, непроваров, расслое- ний, раковин, пор и других несплошностей на ровных поверхностях металла в ответствен- ных элементах конструкций. Вихретоковую дефектоскопию следует вы- полнять в соответствии с требованиями дей- ствующих стандартов, нормативно-техниче- ской документации на изготовление и эксплу- атацию контролируемого изделия и тре бованиями на эксплуатацию прибора. Расчет остаточного ресурса цепного привода Оценка остаточного ресурса ПЦ базиру- ется на результатах неразрушающего кон- троля цепного привода, оценки фактической нагруженности основных деталей и сбороч- ных единиц ПЦ. При коррозии и эрозии предельным состо- янием ПЦ является уменьшение толщины сте- нок деталей и сборочных единиц ПЦ (корпус- ных деталей) до отбраковочной толщины, ниже которой не обеспечивается необходи- мый запас ее прочности. Остаточный ресурс цепного привода рас- считывается как T ост = min(T остn )∙k, (1) где T остn — остаточный ресурс n-детали (сбо- рочной единицы), лет; k — поправочный коэффициент на несо- вершенство методики расчета, стандартно принимается k = 0,8. Остаточный ресурс n-детали (сборочной единицы) цепного привода может быть оце- нен по формуле : (2) где S n — фактическая минимальная толщина стенки n-детали (сборочной единицы) на мо- мент диагностирования, мм; S отб.n — отбраковочная толщина n-детали (сборочной единицы), мм; С n — скорость коррозионного и эрозион- ного износа n-детали (сборочной единицы), мм/год. Средняя скорость коррозионного и эрози- онного износа n-детали (сборочной единицы) цепного привода за весь период эксплуатации рассчитывается по формуле: (3) 127 Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли Machines, Apparatus and Processes in Oil and Gas Industry 2019, т. 17, № 2 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО PETROLEUM ENGINEERING где S исп.n — номинальная толщина стенки n-детали (сборочной единицы) цепного при- вода, мм; Т — весь срок эксплуатации ПЦ, год. Полученные показатели средней скорости коррозионного и эрозионного износа сравни- вают, и за скорость коррозионного и эрозион- ного износа принимают максимальное значе- ние из сравниваемых величин. За остаточный ресурс цепного привода принимают минимальное из полученных зна- чений расчетного ресурса основных деталей и сборочных единиц ПЦ, которое обеспечит безопасную эксплуатацию ПЦ в течение про- гнозируемого назначенного ресурса. Для примера рассчитаем остаточный ре- сурс металлоконструкций цепного привода — рамы основания. Исходные данные: номинальная толщина рамы — 9,3 мм, отбраковочная толщина — 8,37 мм, фактическая минимальная толщина по результатам ультразвуковой толщино- метрии — 8,8 мм, цепной привод находится в эксплуатации с 2008 г. Рассчитаем среднюю скорость коррозион- ного и эрозионного износа по формуле (3): (4) Рассчитаем остаточный ресурс рамы основа- ния с поправочным коэффициентом k =0,8 по формуле (2) (5) Таким образом, остаточный ресурс рамы основания составил срок — 6 лет и 10 меся- цев, который обеспечит безопасную эксплуа- тацию цепного привода. Выводы На основе АВС-анализа отказов узлов цеп- ного привода в ПАО «Татнефть» и УК ООО «ТМС групп» выявлено, что основную долю составляют отказы, связанные с передаточ- ным механизмом и канатной подвеской. Разработана методика технического диагно- стирования цепного привода, установлены до- пустимые пределы утонения металлокон- струкций цепного привода, виброскорости на подшипниковых опорах тяговой цепи, нормы отбраковки механических повреждений ос- новного металла, допустимых отклонений плоскости симметрии рамы от центра сква- жины, допустимое увеличение шага тяговой цепи, предельный износ роликов на уравнове- шивающем грузе. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Ямалиев В.У., Ленков С.Н. Анализ работы цеп- ных приводов штанговых скважинных насосов с ОАО АНК «Башнефть» // Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13. № 1. С. 81 – 85. 2. Пат. 158178 РФ. Натяжное устройство цеп- ного привода / Ямалиев В.У., Ленков С.Н. Заявлено 28.10.2014; Опубл. 20.12.2015. Бюл. 35. 3. Кане М.М. Системы, методы и инструменты менеджмента качества. СПб.: Питер, 2008. 560 с. 4. Логанина В.И. Статистические методы кон- троля и управления качеством продукции. М.: Феникс, 2007. 224 с. 5. МУ 21У-002-2004. Методические указания по проведению экспертизы промышленной безопасности станков-качалок с истекшим сроком службы и опре- делению возможности их дальнейшей эксплуатации. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2004. 42 с. 6. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. Серия 03. Выпуск 39. М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в про- мышленности Госгортехнадзора России», 2004. 45 с. 7. Привод штангового скважинного насоса типа ПЦ-60-18-3,0-0,5/2,5: руководство по эксплуатации. Альметьевск: ТатНИПИнефть, 2002. 56 с. 8. РД 153-39.1-564-08. Руководство по эксплуа- тации скважин установками скважинных штанговых насосов с длинноходыми цепными приводами в ОАО «Тат нефть». Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2008. 47 с. 9. Ямалиев В.У., Ардаширов Л.К. Методы диа- гностирования станков-качалок // Электронный науч ный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. № 4. С. 364 – 373. 10. Ямалиев В.У., Тагирова К.Ф., Салахов T.P., Шубин С.С., Дунаев И.В. Диагностирование устано- вок электроцентробежных насосов в процессе их экс- плуатации с применением нейросетевых технологий // Нефтегазовое дело. 2011. Т. 9. № 4. С. 68 – 72. 11. Ленков С.Н., Ямалиев В.У. Диагностирование состояния цепного привода на основе статистического анализа вибросигналов // Известия Самарского науч- ного центра Российской академии наук. 2017. Т. 19. № 1–2. С. 251 – 255. 12. Ленков С.Н., Ямалиев В.У., Зубаиров С.Г. Вибродиагностические исследования на стенде цепно- го привода штангового скважинного насоса // Известия Томского политехнического универститета. Инжини- ринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 5. С. 76 – 82. 13. Хасанов М.М., Якупов Р.Н., Ямалиев В.У. Вейвлет-анализ в задаче диагностирования нефтепро- мыслового оборудования // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. 2001. № 2. С. 22 – 25. 128 Разработка нефтяных и газовых месторождений НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО Oil and Gas Fields Development 2019, т. 17, № 2 PETROLEUM ENGINEERING REFERENCES 1. Yamaliev V.U., Lenkov S.N. Analiz raboty tsepnykh privodov shtangovykh skvazhinnykh nasosov s OAO ANK «Bashneft'» [The Analysis of Operation of Chain Drives of Sucker-Rod Pumps with OAO ANK «Bashneft»]. Neftegazovoe delo — Petroleum Engineering, 2015, Vol. 13, No. 1, pp. 81 – 85. [in Russian]. 2. Yamaliev V.U., Lenkov S.N. Natyazhnoe ustroistvo tsepnogo privoda [Chain Drive Tensioner]. Patent RF, No. 158178, 2014. [in Russian]. 3. Kane M.M. Sistemy, metody i instrumenty mened- zhmenta kachestva [Quality Management Systems, Methods and Tools]. St. Petersburg, Piter Publ., 2008. 560 p. [in Russian]. 4. Loganina V.I. Statisticheskie metody kontrolya i upravleniya kachestvom produktsii [Statistical Methods of Product Quality Control and Management]. Moscow, Feniks Publ., 2007. 224 p. [in Russian]. 5. MU 21U-002-2004. Metodicheskie ukazaniya po provedeniyu ekspertizy promyshlennoi bezopasnosti stankov-kachalok s istekshim srokom sluzhby i opredeleniyu vozmozhnosti ikh dal'neishei ekspluatatsii [Methodical Instructions on Carrying out Examination of Industrial Safety of Rocking Machines with the Expired Service Life and Determination of Possibility of Their Further Operation]. Surgut, Surgutneftegas, 2004. 42 p. [in Russian]. 6. RD 03-606-03. Instruktsiya po vizual'nomu i izmeritel'nomu kontrolyu. Seriya 03. Vypusk 39 [Instructions for Visual and Measuring Control. Series 03. Issue 39.]. Moscow, Federal State Unitary Enterprise «Scientific and Technical Center for Safety in Industry of Gosgortekhnadzor of Russia», 2004. 45 p. [in Russian]. 7. Privod shtangovogo skvazhinnogo nasosa tipa PTs- 60-18-3,0-0,5/2,5: rukovodstvo po ekspluatatsii [Drive a Deep Well Pump of the Type PTs-60-18-3,0-0,5/2,5: the User Manual]. Al'met'evsk, TatNIPIneft, 2002. 56 p. [in Russian]. 8. RD 153-39.1-564-08. Rukovodstvo po ekspluatatsii skvazhin ustanovkami skvazhinnykh shtangovykh nasosov s dlinnokhodymi tsepnymi privodami v OAO «Tatneft'» [The User Manual for Wells Installations of Downhole Rod Pumps with Clinohedrite with Chain Drives in JSC «Tatneft»]. Al'met'evsk, OAO «Tatneft», 2008. 47 p. [in Russian]. 9. Yamaliev V.U., Ardashirov L.K. Metody diagnostirovaniya stankov-kachalok [Methods for Diagnostics of Pumping Units]. Elektronnyi nauchnyi zhurnal «Neftegazovoe delo» — Electronic Scientific Journal «Oil and Gas Business», 2013, No. 4, pp. 364 – 373. [in Russian]. 10. Yamaliev V.U., Tagirova K.F., Salakhov T.P., Shu- bin S.S., Dunaev I.V. Diagnostirovanie ustanovok elektrotsentrobezhnykh nasosov v protsesse ikh ekspluatatsii s primeneniem neirosetevykh tekhnologii [Diagnostics of Electric Centrifugal Pump Units during Their Operation with the Use of Neural Network Technologies]. Neftegazovoe delo — Petroleum Engineering, 2011, Vol. 9, No. 4, pp. 68 – 72. [in Russian]. 11. Lenkov S.N., Yamaliev V.U. Diagnostirovanie sostoyaniya tsepnogo privoda na osnove statisticheskogo analiza vibrosignalov [Diagnosing the State of the Chain Drive on the Basis of Vibrosignals Statistical Analysis]. Izvestiya Samarskogo nauchnogo tsentra Rossiiskoi akademii nauk — Izvestia of Samara Scientific Center of the Russian Academy of Sciences, 2017, Vol. 19, No. 1 – 2, pp. 251 – 255. [in Russian]. 12. Lenkov S.N., Yamaliev V.U., Zubairov S.G. Vibrodiagnosticheskie issledovaniya na stende tsepnogo privoda shtangovogo skvazhinnogo nasosa [Vibrodiagnostic Investigations at a Chain Drive Stand of a Sucker Rod Well Pump]. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universtiteta. Inzhiniring georesursov — Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2018, Vol. 329, No. 5, pp. 76 – 82. [in Russian]. 13. Khasanov M.M., Yakupov R.N., Yamaliev V.U. Veivlet-analiz v zadache diagnostirovaniya neftepro- myslovogo oborudovaniya [Wavelet Analysis in the Problem of Diagnosing Oilfield Equipment]. Vestnik Inzhiniringovogo tsentra YuKOS — Bulletin of Engineering Center YUKOS, 2001, No. 2, pp. 22 – 25. [in Russian]. СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ ABOUT THE AUTHORS Шалимов Евгений Игоревич, магистрант кафедры «Машины и оборудование нефтегазовых промыслов», УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация Evgeniy I. Shalimov, Undergraduate Student of Machines and Equipment of Oil and Gas Fields Department, USPTU, Ufa, Russian Federation e-mail: a0835581@mail.ru Ямалиев Виль Узбекович, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Машины и оборудование нефтегазовых промыслов», УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация Vil U. Yamaliev, Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of Machines and Equipment of Oil and Gas Fields Department, USPTU, Ufa, Russian Federation e-mail: ngpo_ugntu@mail.ru Ленков Станислав Николаевич, аспирант кафедры «Машины и оборудование нефтегазовых промыслов», УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация Stanislav N. Lenkov, Post-Graduate Student of Machines and Equipment of Oil and Gas Fields Department, USPTU, Ufa, Russian Federation e-mail: lenkov_stas@mail.ru |