К вопросу о повреждаемости, обслуживании и ремонтах погружного электрооборудования нефтедобычи
- Авторы: Романов В.С.1, Гольдштейн В.Г.2
-
Учреждения:
- Тольяттинский государственный университет
- Самарский государственный технический университет
- Выпуск: Том 28, № 2 (2020)
- Страницы: 111-123
- Раздел: Электротехника
- URL: https://journals.eco-vector.com/1991-8542/article/view/41740
- DOI: https://doi.org/10.14498/tech.2020.2.8
- ID: 41740
Цитировать
Полный текст
Аннотация
В оптимизации и управлении жизненными циклами погружного электрооборудования (ПЭО) нефтедобычи целесообразен комплексный подход к организации технического обслуживания и ремонтов (ТОиР) на основе разработки более совершенной стратегии проведения ремонтных циклов. Констатируется, что принятые в отрасли нефтедобычи стратегии проведения ТОиР не обеспечивают в полной мере эффективность эксплуатации, что приводит к росту преждевременных отказов оборудования, сокращению межремонтных периодов и, как следствие, убыткам нефтедобывающих компаний. Оцениваются достоинства и недостатки подходов по организации эксплуатации ПЭО по наработке и фактическому состоянию при планировании, реализации ТОиР, а также целесообразность их комплексного применения. Предлагается использование статистических моделей для принятия аргументированного решения по определению состава и периода проведения ТОиР, прогноза граничных состояний множеств в целом и конкретных электроустановок ПЭО. При заданном времени наработки возможно определить основные закономерности появления дефектов и наработку на отказ элементов, а также в целом парка оборудования нефтедобывающих предприятий. Полученные результаты являются обоснованием комплекса рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации и оптимизации управления жизненными циклами ПЭО нефтедобычи.
Полный текст
Существующие технико-экономические аспекты корректной работы предприятий нефтедобычи (ПН) основаны на выполнении повышенных требований к снижению производственных затрат на добычу нефти, что обеспечивает высокую эффективность ПЭО нефтедобычи, минимизацию рисков отказов и технологических нарушений [1]. В организации высокоэффективной эксплуатации и управлении жизненными циклами (ЖЦ) электрооборудования ПН необходим комплексный подход к решению актуальных научных, технических, экономических и организационных задач [2].
Одним из приоритетных направлений повышения эффективности работы электрооборудования является полномасштабный анализ условий его эксплуатации. В значительной мере это необходимо для электрооборудования добывающих скважин, а именно – электропогружных установок (ЭПУ) с погружными электродвигателями (ПЭД).
На основании известных исследований [1, 3, 4, 7, 8] и работ авторов [5, 10] очевидно, что в нефтяной отрасли России растет доля электрооборудования с характерными признаками морального и физического износа, выработавшего свой ресурс. Для оборудования электротехнических комплексов добывающих скважин (ЭКДС) эти показатели в среднем составляют ≈ 2÷5 % в год от общего состава электрооборудования ПН [1, 7]. Обеспечение работоспособности оборудования, частично или полностью исчерпавшего запасы стойкости, заложенные при проектировании и изготовлении, требует все более возрастающих материальных вложений.
Принятые в отрасли нефтедобычи системы технического обслуживания и ремонтов ‒ планово-предупредительного ремонта (ППР) и ремонта по текущему техническому состоянию (РТС) – не могут в полной мере гарантировать поддержание и восстановление свойств, характеристик оборудования ЭКДС. Происходит непрерывное снижение величины наработки на отказ как нового оборудования, так и эксплуатируемого длительное время [8]. Описанные обстоятельства требуют от собственников (ПН) все более возрастающих финансовых возможностей для организации ремонтных циклов. В сложившихся условиях эксплуатации ЭКДС доля удельных затрат на ремонты в нефтяной отрасли почти в два раза превышает аналогичный показатель в смежных отраслях топливно-энергетического комплекса (ТЭК) [3–5].
Каждая из названных стратегий ремонтов базируется на ключевых принципах универсальности и применимости к обширному составу оборудования ТЭК, в частности ЭКДС ПН. Для системы ППР характерно проведение ремонтных и профилактических работ на основании жестких сроков и рекомендаций, установленных отраслевыми стандартами и инструктивными документами для конкретного типа электрооборудования, а также фазы его жизненного цикла [8–10]. При этом определение фактического состояния оборудования ЭКДС ПН производится по формальным признакам непосредственно во время проведения текущих (ТР), капитальных (КР) ремонтов и технического обслуживания (ТО).
Рассмотренная стратегия ремонтов имеет ряд недостатков, в первую очередь связанных с существенными неоправданными техническими затратами и недоиспользованием ресурса оборудования. Можно утверждать, что в структуре ППР, в частности для ЭКДС ПН, не учитываются индивидуальные особенности эксплуатации и ведения режима работы скважины, а также эксплуатационные физические воздействия (ЭФВ), являющиеся основной причиной износа и сокращения ресурса оборудования [4, 10].
Помимо этого даже при качественном выполнении ТОиР (проведении спускоподьемных операций, сборке-разборке оборудования с заменой наиболее изношенных элементов и др.) не удается полностью гарантировать отсутствие новых дефектов и отказов в межремонтном периоде (МРП) вследствие нарушения взаимной совместимости новых и эксплуатируемых деталей [2, 11, 14].
Более современной, но также несовершенной является система ремонтов РТС, позволяющая повысить эффективность эксплуатации ЭКДС ПН за счет организации ТОиР на основании графика, времени ремонта и данных о текущем состоянии элементов ЭКДС, то есть с учетом рационального использования технического ресурса. Однако и в данном случае имеет место недоиспользование заложенного ресурса оборудования, так как в период ТОиР целесообразно расширить объем работ для элементов ЭКДС, имеющих повышенный износ [13–16]. Для этого необходимо обеспечить качественную и достоверную информацию о фактическом текущем состоянии конструктивных элементов ЭКДС, ключевым образом влияющих на работоспособность комплекса, по имеющемуся составу диагностических параметров (ДП) [7–10, 13].
На основе анализа текущих ДП и их сравнения с граничными значениями принимается аргументированное решение по дальнейшему режиму эксплуатации оборудования и включению его в план ТОиР. Несомненно, особое внимание при этом обращено на аварийные и предаварийные режимы работы оборудования ЭКДС, поскольку это позволяет в динамике контролировать развитие дефектов, приводящих к аварийным отказам, выявить неблагоприятные режимы работы оборудования, составить информационную базу данных по аварийности, произвести прогнозирование для уменьшения аварийного ущерба [5, 8, 14].
В руководящем документе «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» [Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р] формулируется необходимость комплексной разработки и реализации методов, средств, направленных на качественное совершенствование эксплуатации систем электроснабжения и, в частности системы электрооборудования ПЭО ПН [14÷16].
Названные принципы разработки высокоэффективных инновационных подходов к организации эксплуатации ЭКДС ПН заключаются прежде всего в построении совершенно новой системы ТОиР, которая исключает все недостатки, присущие «традиционным» стратегиям организации ремонтных циклов, принятых в отрасли. Отметим, что стратегии ППР и РТС имеют ряд общих позиций, поэтому их комплексное объединение предполагает создание высокоэффективной системы организации ремонтов, позволяющей обеспечить увеличение времени МРП, сокращение эксплуатационных затрат на ТОиР и принятие обоснованных, аргументированных решений по определению сроков, составу ТОиР и в целом эксплуатации всех элементов ЭКДС [2, 8, 11].
Объединение стратегий ТОиР по наработке и по текущему состоянию начинается с предварительного анализа, в котором исходно выявляются превышения предельных значений показателей ДП. Кроме этого производится оценка технического состояния всех элементов ЭКДС и отбор тех из них, которые имеют высокие показатели наработки, плохую аварийную и предаварийную историю, существенные недостатки, зафиксированные предшествующими ТОиР или связанные с другими ключевыми факторами потенциальной опасности.
Решение о включении конкретного оборудования в план ТОиР принимается на основании метода экспертных оценок [11]. Важным моментом при принятии решения служит статистическая информация о технологических нарушениях, сформированная на основании базы данных об аварийных отказах в период нормальной эксплуатации ЭКДС. Это необходимо для оптимизации управления эксплуатацией и жизненными циклами в кластерах ЭКДС ПН [16]. В данной работе приводятся результаты исследований по вероятностно-статистическому моделированию наработки на отказ основного узла ЭКДС – ПЭД. Отметим, что полная методология, необходимая для принятия обоснованного решения по включению оборудования ЭКДС ПН в состав ТОиР, представлена в исследованиях [5, 10, 15, 16].
Важнейшей характеристикой ЖЦ ПЭО ПН в формировании и построении ТОиР является ресурс электрооборудования во временном или параметрическом определении. По существу, он дает количественную оценку способности ЭКДС противостоять разнообразным внешним и внутренним ЭФВ. Данное противостояние возможно как за счет естественных свойств и характеристик самого объекта по заложенным запасам внутренней стойкости, так и в результате применения необходимого и достаточного набора специализированных систем защиты. Отметим, что здесь в равной степени следует учитывать ЭФВ как внешнего происхождения, направленные непосредственно на объект, так и внутреннего происхождения, возникающие в самом объекте.
Повышение величины ресурса ПЭО предопределяет значительную экономию инвестиционных средств, материальной и ресурсной базы за счет снижения плановых затрат на ремонтно-восстановительные работы и пополнение парка оборудования ЭКДС. При этом необходимо решение проблемы прогнозирования индивидуального ресурса ПЭО ПН. Его основа − оценка текущего технического состояния оборудования ЭКДС современными средствами «щадящей» диагностики и наблюдений в процессе эксплуатации.
Ресурс технических объектов относится не только к техническим, но и к экономическим показателям оценки текущего состояния. Современные темпы научно-технического прогресса в науке и технике предопределяют временные периоды естественной смены автоматизированного оборудования, электрических машин и аппаратов в среднем в 10 лет. Для основного оборудования ТЭК, особенно в нефтедобыче, вычислительной и управляющей технике, указанные периоды инвестиционно-инновационного обновления сокращаются в несколько раз. Именно поэтому показатель фактического ресурса установки должен соответствовать ее установленному сроку службы.
На практике фактический ресурс оборудования предприятий ТЭК оказывается значительно меньше нормативного и не достигает значений, оптимальных с экономической точки зрения. Установки ПЭО ПН являются наиболее ярким примером указанного несоответствия. Низкий уровень надежности, проектирования, изготовления, монтажа, технического обслуживания в сочетании с экстремальным воздействием ЭФВ, особенно в неблагоприятных климатических условиях регионов Сибири, Якутии и Дальнего Востока, приводит к снижению ресурса оборудования, вплоть до критических значений.
Современные научно-технические разработки и решения позволяют в значительной степени увеличить величину фактического ресурса ПЭО ПН, вплоть до значений, близких к пределу естественного и морального износа установок. Погружное электрооборудование ПН как сложная техническая система требует применения комплекса мер по повышению ресурса, в том числе индивидуально к каждому узлу: в одних случаях достаточно использования компетентного подхода к расчету и проектированию, в других нужна коррекция организации ТОиР и режимов эксплуатации, применение вновь созданных материалов, новых конструктивных решений и т. д.
Увеличение величины ресурса оборудования служит одним из источников повышение энергетической, экономической и экологической эффективности функционирования ПЭО ПН за счет оптимизации использования материальных, трудовых и эксплуатационных затрат. Так, согласно исследованиям Б.И. Кудрина [6] увеличение величины ресурса ПЭО ПН, а именно ПЭД, в среднем на 10 % эквивалентно такой же экономии инвестиций по производству новых погружных электродвигателей или вводу новых мощностей. Одним из основных факторов, влияющих на величину ресурса, являются действующие на ПЭО и элементы конструкции нагрузки.
Как отмечалось ранее, использование компетентного подхода к расчету и проектированию, применение инновационных материалов – главные источники достижения стабильно высоких показателей величины ресурса ПЭО ПН, не требующие значительных материальных затрат. Поэтому разработку методов прогнозирования ресурсов следует рассматривать как основной и высокоэффективных подход, являющийся главным инструментом повышения эффективности эксплуатации за счет установления зависимости величины ресурса ПЭО ПН от внешних и внутренних факторов.
Особый практический интерес представляет прогнозирование индивидуального ресурса ПЭО на стадии эксплуатации, поскольку исследованию подлежит действующее оборудование и конкретные режимы работы. Решение общей проблемы ресурса действующего парка оборудования открывает для ПН дополнительные экономические возможности для повышения рентабельности производства. Ввиду большого разброса естественных характеристик и нагрузочных режимов скважинного оборудования величина индивидуального ресурса также будет варьироваться в широких пределах. Так, например, относительное стандартное отклонение (или коэффициент вариации Cv) величины ресурса ПЭО ПН, в особенности ПЭД, находится в диапазоне значений 0,25≤ Cv ≤0,35 [1, 2].
Прогнозирование величины индивидуального ресурса оборудования позволяет более корректно планировать режимы работы, периоды ТОиР, подготовить ресурсную базу для обслуживания и ремонта, а также предупредить возможные технологические нарушения и критические состояния. Индивидуальное прогнозирование приводит к увеличению среднего ресурса ПЭО, предупреждает преждевременный останов работоспособного оборудования для профилактического восстановления или ремонта и позволяет обоснованно определить оптимальный период эксплуатации. В некоторых случаях возможно аргументированное продление рентабельной эксплуатации скважинного оборудования при условии снижения нагрузок и коррекции режима работы. Поэтому процесс прогнозирования индивидуального ресурса ПЭО ПН можно рассматривать как систему управления эксплуатацией и ТОиР [7, 10].
Анализ эффективности эксплуатации ЭКДС ПН основывается на вероятностных статистических описаниях и распределениях, построении математических моделей (ММ) надежности [12]. Эффективность эксплуатации оборудования как комплексный показатель технических и технологических характеристик характеризуют следующие показатели: поток отказов систем длительного использования (или повреждаемость оборудования), наработка на отказ (или время непрерывной работы), длительность перерыва в работе, ущерб от потери питания и т. д. [9]. Поток отказов определяется выходом из строя основных составляющих ЭКДС вследствие нарушения правил эксплуатации, некачественного и несвоевременного ТОиР, ошибочных действий обслуживающего персонала, опасных ЭФВ внутреннего и внешнего происхождения.
Для детального изучения предмета исследований данной статьи необходима его краткая характеристика. В состав ПЭО ЭКДС входят функционально взаимосвязанные наземные и подземные элементы системы электроснабжения, а именно: комплектная трансформаторная подстанция (КТП) с понижающим трансформатором 6/0,4 кВ, коммутационные аппараты, защита от перенапряжений, станция управления, повышающий трансформатор 0,4/Uраб кВ; элементы ЭПУ–ПЭД, гидрозащита, электроцентробежный насос (ЭЦН), погружная кабельная линия (ПКЛ), насосно-компрессорные трубы (НКТ) и пр. [7, 12, 15, 16].
Состав оборудования ЭКДС разнообразен по свойствам, характеристикам и функциональному назначению, поэтому целесообразно дать оценку надежности узлов ЭКДС для формализации определения их работоспособности [13]. Для этого создана информационная база, в которой были собраны и проанализированы акты расследования причин аварий за 2014÷2019 гг. на ПН Поволжья.
Рис. 1. Диаграмма причинно-следственной связи для оценки эффективности эксплуатации ЭКДС
Практический инструмент для этого решения сформирован на основе регрессионного анализа причинно-следственных связей. Это метод, известный в менеджменте качества как диаграмма К. Исикава [11], которая для ЭКДС приведена на рис. 1. Она позволяет в графической форме установить причинно-следственные связи возникновения отказов основных узлов комплекса.
Анализ данных, представленных на рис. 1, отчетливо показывает явное преобладание технологических нарушений в подземной части ЭКДС – ЭПУ. Отказы в работе наземной части ЭКДС, как правило, немногочисленны и напрямую сопряжены с отказами ЭПУ [14]. Безусловно, ЭПУ работают в экстремальных условиях под влиянием ЭФВ разнообразных по воздействию, природе происхождения, физике процесса [7, 15]. Среди множества ЭФВ можно назвать наиболее значимые с точки зрения нарушений работоспособности комплекса ЭПУ: электромагнитные (ЭЭФВ), термические (ТЭФВ), механические (МЭФВ), гидродинамические (ГЭФВ). Самая распространенная группа ЭФВ – ЭЭФВ [13].
На рис. 2 приведены результаты обработки статистического материала по отказам в работе ЭПУ в Поволжском регионе за 2014÷2019 годы. Как видно, наибольшее количество отказов приходится на электрическую часть ЭПУ ‒ более 50 %, а именно на технологически связанные узлы «кабель – ПЭД» [7]. Приведенная статистика подтверждает данные из технической литературы [1, 10–15], а также результаты [5, 10, 15, 16], согласно которым самыми проблемными элементами ЭПУ являются ПЭД (22,7 % отказов) и ПКЛ (34,3 % отказов).
Рис. 2. Диаграмма количества отказов по элементам конструкции ЭПУ
Фактически названные узлы формально определяют общую работоспособность ЭПУ. Выход из строя ПКЛ происходит по следующим причинам: электропробой кабеля (47,7 %), кабельной муфты (10 %), удлинителя (7 %), электропробой в сростке (5 %), механические повреждения кабеля, заводской брак, некачественный монтаж.
Причинами и сопутствующими обстоятельствами технологических нарушений ПЭД являются: электропробой в пазу (45 %), электропробой токоввода (19 %), электропробой в лобовой части обмотки статора (10 %), перегрузки (6 %), коррозия корпуса, некачественный ремонт, некачественный монтаж, механические примеси и солеотложения, негерметичность НКТ и прочие [4]. ПЭД являются сложными техническими системами, состоящими из элементов различных по составу, по физической природе (механические, электрические, гидравлические и т. д.) и по степени воздействий ЭФВ. Поэтому далее в качестве объекта исследования рассмотрен ПЭД как наиболее ответственный и аварийный элемент ЭПУ.
На рис. 3 подробно (в относительном виде, в %) представлено соотношение между отказами, связанными с ПЭД, и причинами данных отказов. На рис. 4 приводятся данные по наработке на отказ ПЭД в Поволжском регионе разбивкой по годам эксплуатации. Уменьшение наработки на отказ ПЭД после проведения ТОиР как стратегическое направление повышения надежности ПЭО требует разработки комплекса технических, организационных решений по оценке текущего и остаточного ресурса ПЭД, а также прогнозирования ЖЦ ЭПУ в целом [3, 8].
Это определяет необходимость и актуальность технико-экономического обоснования очередности проведения ТО, ТР, КР, реконструкции, модернизации и пр. в управлении и оптимизации ЖЦ ЭКДС ПН на основе: непрерывной диагностики эксплуатационного состояния элементов комплекса; следования отраслевым стандартам, директивным данным, а также инструктивным рекомендациям по мероприятиям, необходимым для текущих этапов ЖЦ комплекса; оценки текущих и остаточных технических ресурсов с учетом данных по аварийности однотипных объектов в условиях региона для прогнозирования времени безотказной работы оборудования ЭКДС.
Рис. 3. Диаграмма характера повреждений ПЭД
Рис. 4. Наработка на отказ ПЭД за 2015÷2019 гг.
Методической и фактической основой описанного комплексного подхода к определению стратегии управления ЖЦ ЭКДС, в частности ЭПУ, являются названные выше принципы организации ТОиР и результаты статистического анализа аварийности.
С целью статистического обоснования названных принципов сформированы и обобщены данные по аварийности ПЭД на крупнейшем нефтедобывающем предприятии Поволжья – АО «Самаранефтегаз». Они составили информационную базу данных (ИБД), в которой содержатся сведения о более чем 9000 инцидентах, связанных с отказами ПЭД. Они упорядочены по номинальной мощности ПЭД без учета типоразмера двигателя.
В результате получены следующие статистические данные за период наблюдений 2014÷2019 гг.: в группе ПЭД-32 выборка составила 1859 отказов (19,5 % от общего количества); ПЭД-45 ‒ 2520 отказов (28,7 % от общего количества); ПЭД-56 ‒ 1553 отказа (19 % от общего количества); ПЭД-63 ‒ 873 отказа (11,3 % от общего количества) в АО «Самаранефтегаз». В СамГТУ с помощью методов математической статистики произведен поиск и регрессионное определение функциональных зависимостей в тематически выделенных локальных наборах данных и оценка вероятности возникновения аварийных отказов выделенных групп ПЭД [5, 8]. В таблице для выборок условных групп ПЭД представлены данные о вероятностных распределениях наработки на отказ ПЭД по данным описанной выше статистической базы данных.
Функции плотности распределения наработки на отказ по группам ПЭД
Закон распределения | Группы ПЭД | Функция плотности | Значимость по критериям | |
λ-критерий | χ2-критерий | |||
Вейбулла | ПЭД-56 | 0,97 | 0,81 | |
Экспоненциальный | ПЭД-63 | 0,90 | 0,32 | |
Логнормальный | ПЭД-32 | 0,62 | 0,41 | |
ПЭД-45 | 0,96 | 0,95 |
Качественный и количественный анализ наработки на отказ по группам ПЭД с помощью названной выше ИБД позволяет на основе информационных технологий совершенствовать организацию эксплуатации оборудования ПН, а именно:
− выявить взаимозависимости, причинно-следственные связи, ассоциации и аналогии на множестве зафиксированных в ИБД инцидентов отказов оборудования (в данном случае ПЭД) с учетом ретроспективных и прогнозируемых временных факторов и локализации событий;
− классифицировать события и ситуации по конкретным техническим характеристикам и технологическим особенностям процессов нефтедобычи;
− прогнозировать ход технической эксплуатации, организацию обслуживания, ремонта, а также технологических и организационных процессов и позиций жизненных циклов ПЭО ПН, в частности ПЭД, и др.
В процессе анализа статистики отказов с помощью ИБД по аварийности для наиболее частых причин отказов оборудования прогнозируются сроки службы оборудования ПН в зависимости от условий эксплуатации, качества изготовления, текущей наработки и др. Это позволяет научно обосновать определение мероприятий по уменьшению числа отказов оборудования и повышению надежности как самих электроустановок, так и систем энергоснабжения в целом.
Выводы
- Сформулированы положения для совершенствования организации эксплуатации оборудования ПН.
- В управлении жизненными циклами ПЭО ПН целесообразен комплексный подход в организации ТОиР, основанный на качественном объединении принятых в отрасли стратегий ремонтов и использующий в качестве основных положений данные и по наработке, и по текущему состоянию.
- Для снижения повышенной аварийности ПЭО ПН, количества внезапных отказов и увеличения технического параметра наработки на отказ необходим системный учет, анализ данных по эксплуатации и создание расширенной информационной базы данных по технологическим нарушениям с использованием информационных технологий.
- Комплексное использование статистических распределений эксплуатационных показателей является эффективным средством организации ТОиР, управления и планирования безопасной, надежной и эффективной эксплуатации оборудования нефтедобывающих предприятий.
- Результаты качественного и количественного анализа наработки на отказ по группам ПЭД, полученные с помощью ИБД, дают возможность прогнозировать сроки службы оборудования ПН для различных условий эксплуатации, качества изготовления, текущей наработки и др.
Формульные выражения законов распределения наработки на отказ различных групп ПЭД, представленные в таблице, позволяют корректно и обоснованно определять параметры жизненных циклов электрооборудования ПН, формировать оценки для технико-экономического сопоставления вариантов электроснабжения оборудования ПН и текущих ресурсов его элементов.
Об авторах
Владимир Сергеевич Романов
Тольяттинский государственный университет
Автор, ответственный за переписку.
Email: journal@eco-vector.com
(к.т.н.), доцент кафедры «Электроснабжение и электротехника».
Россия, 445020, г. Тольятти, ул. Белорусская, 14Валерий Геннадьевич Гольдштейн
Самарский государственный технический университет
Email: journal@eco-vector.com
(д.т.н., проф.), профессор кафедры «Автоматизированные электроэнергетические системы».
Россия, 43100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244Список литературы
- Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Швецкова Л.В. Повышение эксплуатационно-энергетических характеристик электротехнического комплекса добывающей скважины при добыче вязкой и высоковязкой нефти // Промышленная энергетика. 2015. № 8. С. 18–22.
- Таджибаев А.И. Научные основы систем оценки технического состояния электрооборудования электротехнических комплексов: Дис. ... д-ра техн. наук. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2006. 373 с.
- Сушков В.В., Тимошкин В.В., Сухачев И.С., Сидоров С.В. Оценка остаточного ресурса изоляции погружного электродвигателя установок электрических центробежных насосов добычи нефти при воздействиях импульсных перенапряжений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2017. Т. 328. № 10. С. 74–80.
- Романов В.С., Гольдштейн В.Г. Статистический анализ технологических нарушений в эксплуатации погружных электродвигателей нефтедобычи // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. 2018. Вып. 16. С. 114–122.
- Швецкова Л.В. Повышение энергоэффективности электротехнического комплекса добывающей скважины с высоковязкой нефтью: Дис. ... канд. техн. наук. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2016. 153 с.
- Кудрин Б.И. Формирование электрического хозяйств металлургического предприятия как большой системы // Известия Томского политехнического института. 1976. Т. 295. C. 129–134.
- Мамедов О.Г. Научные основы повышения эксплуатационной надежности погружных электродвигателей: Монография. Баку: Элм, 2010. 183 с.
- Romanov V.S., Goldstein V.G. The dynamic improvement methods of energy efficiency and reliability of oil production submersible electric motors // IOP Conf. Series: Journal of Physics: Conf. Series. 2018. Vol. 944. № 012099. conference 1. Рр. 589–595.
- Китабов А.Н., Токарев В.П. Информационно-измерительная система диагностики погружного электродвигателя // Вестник УГАТУ. Электроника, измерительная техника, радиотехника и связь. 2011. Т. 15. № 1 (41). С. 163–164.
- Кожин А.Г., Соловьев И.Г. Анализ факторов, влияющих на износ погружного электрооборудования // Вестник кибернетики. 2006. № 5. С. 3–9.
- Романов В.С. Повышение эксплуатационной эффективности электротехнических комплексов нефтедобычи с погружными электродвигателями: Дис. … канд. техн. наук. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2019. 87 с.
- Бабаев С.Г., Габибов И.А., Меликов Р.Х. Основы теории надежности нефтепромыслового оборудования. Баку: АГНА, 2015. 400 с.
- Sukhachev I.S., Gladkikh T.D., Sushkov V.V. An algorithm of the loss risk assessment in the oil production in case of electric submersible motor failure // IEEE Conference 2016 Dynamics of Systems, Mechanisms and Machines. Omsk, 2016. № 7819089. doi: 10.1109/Dynamics. 2016.7819089.
- Romanov V.S., Goldstein V.G., Vasilieva N.S. The use of statistical models to improve the management of production cycles of submersible electrical equipment for oil production // IEEE Conference 2019 XXI International Conference Complex Systems: Control and Modeling Problems (CSCMP). Samara: Samara State Technical University, 2019. doi: 10.1109/CSCMP45713.2019.8976496. Pp. 604–607.
- Салахов А.Х., Гафаров А.Р., Мухамедьяров Д.А. Обзор современных конструкций погружных электрических двигателей, эксплуатируемых при нефтедобыче в условиях Крайнего Севера // ХXI Российская научно-техническая заочная конференция «Энергетика: эффективность, надежность, безопасность». Томск: ТПУ, 2015. Секция 4. С. 279–281.
- Смирнов Н.И. Исследование влияния износа на ресурс УЭЦН // Сборник трудов международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трибологии». Самара: СамГТУ, 2007. Т. 1. C. 410416.
Дополнительные файлы
![](/img/style/loading.gif)