Диплом: Установки погружных центробежных насосов - текст диплома. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Диплом

Установки погружных центробежных насосов

Банк рефератов / Геология и геодезия

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Дипломная работа
Язык диплома: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 145 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникальной дипломной работы

Узнайте стоимость написания уникальной работы

СОДЕРЖАНИЕ лист Аннотация (русский язык ) Аннотация (английский язык ) ВВЕДЕНИЕ 1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ . 1.1.Назначение и технические данные ЭЦН. 1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи . 1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН. 1.1.3.Технические характеристики ПЭД. 1.1.4.Основные технические данные кабеля. 1.2. Краткий обзор отечест венных схем и установок. 1.2.1.Общие сведения. 1.2.2.Погружной центробежный насос. 1.2.3.Погружные электродвигатели. 1.2.4.Гидрозащита электродвигателя. 1.3.Краткий обзор зарубежных схем и установок. 1.4. Анализ работы УЭЦН. 1.4.1.Анализ фонда скважин. 1.4.2.Анализ фонда ЭЦН. 1.4.3.По подаче. 1.4.4.По напору. 1.5.Краткая характеристика скважин. 1.6.Анализ неисправностей ЭЦН. 1.7.Анализ аварийности фонда УЭЦН. 2.ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА. 2.1.Патентная проработка. 2.2.Обоснова ние выбранного прототипа. 2.3.Суть модернизации. 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ. 3.1. Расчет ступени ЭЦН. 3.1.1. Расчет рабочего колеса. 3.1.2. Расчет направляющего аппарата. 3.2.Проверочный расчет шпоночного соединения. 3.3.Проверочный расчет шлицевого соеди нения. 3.4.Расчет вала ЭЦН. 3.5.Прочностной расчет 3.5.1.Прочностной расчет корпуса насоса. 3.5.2.Прочностной расчет винтов страховочной муфты. 3.5.3.Прочностной расчет корпуса полумуфты. 4.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ 5.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПР ОЕКТА. 6.Литература. 7. Приложение 1 8.Приложение 2 9.Приложение 3 10.Приложение 4 11. Приложение 5. 5 6 7 8 8 8 9 14 15 16 16 17 18 18 19 22 22 22 22 23 24 24 26 28 28 30 31 32 32 32 35 36 38 39 44 44 45 45 47 53 63 64 65 66 67 68 ВВЕДЕНИЕ УЭЦН пр едназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости . Установки относятся к группе изделий II , виду I по ГОСТ 27.003-83. Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрообору дования – I ГОСТ 15150-69. Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине . При работе скважины постоянно меняются параметры плата , призабойной зоны пласта , свойства отбираемой жидкости : содержание воды , количество попутного г аза , 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 межремонтн о го периода , и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости . Этого можно добиться , применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН , так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период. Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости , содерж ащих газ , песок , и коррозионо-активные элементы. 1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ. 1.1.Назначение и технические данные УЭЦН. Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин , в том чис ле 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-износостойк о сти . При работе УЭЦН , где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов , интенсивной износ рабочих агрегатов . Как следствие , усиливается вибрация , попадание воды в ПЭД по торцевым уплотне н иям , происходит перегрев двигателя , что приводит к отказу работы УЭЦН. Условное обозначение установок : УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100, Где У – установка , 2 – вторая модификация , Э – с приводом от погружного электродвигателя , Ц – центробежный , Н – н асос , К – повышенный коррозионостойкости , И – повышенной износостойкости , М – модульного исполнения , 6 – группы насосов , 180, 350 – подача м\сут , 1200, 1100 – напор , м.в.ст. В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны , максимального поперечного габа рита погружного агрегата , применяют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм . Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм . Насосы также подразде л яют на три условные группы – 5,5 а , 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм , группы 5 а – 103 мм , группы 6 – 114 мм . Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК приведены в приложении 1. 1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи . Разра ботка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции . Когда А.С . Артюнов вместе с В.К . Домовым разработали скважинный агрегат , в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем . Советские инженеры , начиная с 20- х годов , предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем . Одним из первых такие насосы разработал М.И . Марцишевский . Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была продолжена в Азинмаше В.И.Документовым . скважинные центробежные насосы с электроприводом разрабатывались в предвоенный период А.А.Богдановым , А.В . Крыловым , Л.И . Штурман . Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особом конструкторском бюро по бесштанговым насосам . Эта организация ведет все работы по скважинным бесштанговым насосам , в том числе и по винтовым , диафрагменным и др. Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости . Есте ственно , 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 н асоса . 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 доб ы чей и подъемом жидкости насосами других типов . При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики . Обслуживание установок ЭЦН просто , так ака на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор , не требующие пос т оянного ухода. Монтаж оборудования ЭЦН прост , так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов . Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке. 1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН Установка УЭЦН состоит из погруж ного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса ), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода ), колонны НКТ , оборудования устья скважины и наземного электрооборудования : трансформатора и станции управления (компле к тного устройства ) (см . рисунок 1.1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле . Станция управления обеспечивает управление работой насосных а грегатов и его защиту при оптимальных режимах . Погружной насосный агрегат , состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора , опускается в скважину по НКТ . Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю . Кабель кр епится к НКТ , металлическими колесами . На длине насоса и протектора кабель плоский , прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами . Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны . Насос откачивает жидк о сть из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ (см . рисунок 1.2.) Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем , герметизацию труб и кабеля , а также отвод добываемой жидкости в выхо дной трубопровод. Насос погружной , центробежный , секционный , многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов. Отличие его в том , что он секционный , многоступенчатый , с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и н аправляющих аппаратов . Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней. Секции насоса , связанные фланцевыми соединениями , представляют собой металлический корпус . Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм . Дли на насоса определяется числом рабочих ступеней , число которых , в свою очередь , определяется основными параметрами насоса . – подачей и напором . Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток ), а также от част о ты вращения . В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом н аправлении . Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля , расположенным в верхней части насоса . Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром , через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени н асоса. Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой , воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо . Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения , устанавливаемыми в осн овании ниппеля и на валу насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка , в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ. Электродвигатель погружной , трехфазовый , асинхронный , маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обы чном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение – В , категория размещения – 5 по ГОСТ 15150 – 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива , а также фильтр для очистк и масла от механических примесей. Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора . Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости , а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода . (см . рисунок 1.3.) Протектор двухкамерный , с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала , компенсатор с резиновой диафрагмой. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией , бронированный . Кабельная линия , т.е . кабель намотанный на барабан , к основанию которого присоединен удлинитель – плоский кабель с муфтой кабельного ввода . Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку , подушки из прорезиненной ткани и брони . Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд , а круглово г о скручены по винтовой линии . Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа . В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения , к токопроводящим жилам прикреплены наконечники. Конструкц ия установок УЭЦНК , УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени , выполненные из коррозионностойких материалов , и УЭЦНИ с насосом , имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН. При большом газовом фак торе применяют насосные модули – газосепараторы , предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса . Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые ) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69. Модули могут быть поставлены в двух исполнениях : Газосепараторы : 1 МНГ 5, 1 МНГ 5а , 1МНГ 6 – обычного исполнения ; Газосепараторы 1 МНГК 5, МНГ 5а – повышенной коррозионной стойкости. Модули насосные устанавливаются м ежду входным модулем и модулем-секцией погружного насоса. Погружной насос , электродвигатель , и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками . Валы насоса , двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. Комплектующи е подъемы и оборудование установок ЭЦН приведены в приложении 2. 1.1.3.Технические характеристика ПЭД Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазно го переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД . Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм . Поскольку диаметр электродвигателя ограничен , при больших мощностях двигатель имеет большую длину , а в н е которых случаях выполнения секционным . Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением , основное условие надежной работы – его герметичность (см . рисунок 1.3). ПЭД заполняется специальным маловязким , высокой диэлектрической прочности маслом , служащим как для охлаждения , так и для смазки деталей. Погружной электродвигатель состоит из статора , ротора , головки , основания . Корпус статора изготавливается из стальной трубы , на концах которой предусмотрена ре зьба для подсоединения головки и основания двигателя . Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей , имеющих пазы , в которых располагаются обмотка . Обмотка статора может быть однослойной , протяжной , катушечной или двухслойн о й , стержневой , петлевой . Фазы обмотки соединены. Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле , а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора . К концам обмотки статора пр ипаивают выводные концы , изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией , имеющий высокую электрическую и механическую прочность . К концам припаивают штежельные гильзы , в которые входят наконечники кабеля . Выводные концы обмотки соединяют с кабе л ем через специальную штежельную колодку (муфту ) кабельного ввода . Токоввод двигателя может быть и ножевого типа . Ротор двигателя короткозамкнутый , многосекционный . В его состав входят вал , сердечники (пакеты ротора ), радиальные опоры (подшипники скольжени я ). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали , сердечники из листовой электротехнической стали . Сердечники набираются на вал , чередуясь с радиальными подшипниками , и соединены с валом шпонками . Набор сердечников на валу затянуть в осевом направ л ении гайками или турбинкой . Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора . Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы . Масло циркуляцией че р ез эти пазы , фильтра в нижней части двигателя , где оно очищается , и через отверстие в валу . В головке двигателя расположены пята и подшипник . Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра , перепускного клапана и клапана для закачки мас л а в двигатель . Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций . Каждая секция имеет такие же основные узлы . Технические характеристики ПЭД приведены в приложении 3. 1.1.4.Основные технические данные ка беля Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию , состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить : Кабель марок КПБК или КППБПС – в качестве основного кабеля. Кабель марки КПБП (плоский ) Муфта кабельного ввода круглая или плоская. Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил , изолированных в два слоя полиэтиленом высок ой прочности и скрученных между собой , а также подушки и брони. Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил , изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости , а та к же из общей шланговой оболочке , подушки и брони. Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-,многопроволочных жил , изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости. Кабель марки КПБК и меет : Рабочее напряжение В – 3300 Допустимое давление пластовой жидкости , МПа – 19,6 Допустимый газовый фактор , м /т – 180 Кабель марки КПБП имеет : Рабочее напряжение , В - 2500 Допустимое давление пластовой жидкости , МПа – 19,6 Допустимый газовый фактор , м / т – 180 Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха , 90 С – пластовой жидкости. Температуры кабельных линий приведены в приложении 4. 1.2.Краткий обзор отечественных схем и установок. 1.2.1.Общие сведения Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания нефтяных скважин , в том числе наклонных , пластовой жидкости , содержащей нефть и газ , и механической примеси. Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные ; трех исполнени й : обычное , коррозионостойкое и повышенной износостойкости . Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие показатели : - пластовая дикость – смесь нефти , попутной воды и нефтяного газа ; - максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 мм\с ; - водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3; - содержание мехпримесей для обычного и коррозионостойкого не более 0,1 г\л , износостойкого не более 0.5 г\л ; - содержание сероводорода для обычного и износостойкого не более 0,01 г\л ; к орозионостойкого до 1.25 г\л ; - максимальное содержание полученной воды 99%; - свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями – сепараторами до 55%; - максимальная температура добываемой продукции до 90С. В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте установок погружных центробежных электронасосов , элетродвигателей и кабельных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а . С диаметрами обсадных колонн 121.7 мм ; 130 мм ; 144,3 мм соответственно. Установка УЭЦ состоит из пог ружного насосного агрегата , кабеля в сборе , наземного электрооборудования – трансформаторной комилентной подстанции . Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигателя с гидрозащитой , спускается в скважину на колонне НКТ . Насос погруж н ой , трехфазный , асинхронный , маслозаполненный с ротором. Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора . Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией , бронированный. Погружной насос , электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпил ьками . Валы насоса , двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. 1.2.2. Погружной центробежный насос. Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости . Отличие в том , что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов . Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного с е рого чугуна , насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист» , износостойких колес – их полиамидных смол. Насос состоит из секций , число которых зависит от основных параметров насоса – напора , но не более четырех . Длина секции до 5500 метров . У модульны х насосов состоит из входного модуля , модуля – секции . Модуль – головки , обратного и спускного клапанов . Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме входного модуля , двигателем или сепаратором ) уплотняются р е зиновыми манжетами . Соединение валов модулей-секций между собой , модуля-секции с валом входного модуля , вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами . Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины ко р пусов унифицированы по длине. Модуль-секция состоит из корпуса , вала , пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов ), верхнего и нижнего подшипников , верхней осевой опоры , головки , основания , двух ребер и резиновых колец . Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений. Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости , подшипниковых втулок и сетки , вала с защитными втулками и шлицевой муфтой , предназначенной для соединения вала мо дуля с валом гидрозащиты. Модуль-головка состоит из корпуса , с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана , с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции , двух ребер и резинового кольца. В в ерхней части насоса имеется ловильная головка. Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м /сут ): Модульные – 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250. Немодульные – 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000. Следующих напоров (м ) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300. 1.2.3. Погружные электродвигатели Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты. Д вигатели трехфазные , ассинхронные , короткозамкнутые , двухполюсные , погружные , унифицированной серии . ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях , климатического исполнения В , категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и испол ь зуются в качестве привода погружных центробежных насосов. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях ) с температурой до 110 С содержащей : - мехпримесей не более 0.5 г /л ; - свободного газа не более 50%; - сероводорода для нормальных , не более 0.01 г /л , коррозионностойких до 1,25 г /л ; Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа . Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ . Предельная длител ьно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм ) равна 170 С , остальных электродвигателей 160 С. Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего , среднего и нижнего , мощностью от 63 до 630 КВт ) и протектора . Электродвигатель состоит из статора , ротора , головки с токовводом , корпуса. 1.2.4. Гидрозащита электродвигателя. Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвиг ателя , компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса . Существует несколько вариантов гидрозащиты : П , ПД , Г. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионносто йкого исполнений . Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа . Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г /см , обладающий физико-химическими свойствами с пластовой ж идкостью и маслом. Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой . Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую . В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы . Их эластичность компенсирует изменение объема масла. 1.3. Краткий обзор зарубежных схем и установок. Наиболее крупными фирмами , выпускающими погружные центробежные насосные установки являются «Реда ламп» , «Оил дайнемикс». Погружные центробежные насосы пр именяются для добычи нефтепродуктов в ряден стран. Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции. Рассчитаны на работу в скважинах : - с температурой до 95С ; - содержание мехпримесей не более 0,5г\л ; - сероводорода до 1,25 г\л ; - свободного газа на приеме насоса до 35%. После определения производительности скважины выбирается насос соответствующего размера . Характеристиками рабочего колеса центробежного насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита . Чтобы продлить срок службы насоса , фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование , если предполагается значительное содержание песка – гофрированный резиновый подшипник – используется для осевой поддержки насоса . Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшип н ика . Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника , не царапая ее . Канавки обеспечивают отвод для частиц песка , которые затем вымываются из подшипника . Если насос теряет осевую стабильность , вал начинает вращаться эксц е нтрично , что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов. Опорные модули с заполненными опорными колесами и подшипниками обеспечивают осевую и радиальную поддержку насоса благодаря износостойким материалам , намного тверже песка , устойчивым к воздействию агрессивных газовых и химических сред. Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов : - две опорные ступени насоса ; - валы секций не имеют своей пяты и , упирая сь , друг в друга образуют вал , который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе ; - валы соединяются между собой с помощью зацепления ; - вал , общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается прод ольному изгибу ; - в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки. Фирма выпускает насос двух габаритов : 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры обсадных колонн ) следующих типов ( таблица 1.1) Таблица 1.1. Тип насоса Н аружный Диаметр, (мм ) Максимальная мощность на валу насоса , КВт Номинальная подача, м /сут Допустимое давление на пяту, м.в.ст. R 3 30-50 3862 RC 5 50-73 RA 7 90-125 R 9 109-133 RC 12 101,6 200 133-186 R 14 150-212 RA 16 186-239 RA 22 239-311 R 32 311-437 2652 R 38 437-570 1676 Двигатель фирмы отличается конструкцией – число пазов ротора и статора 18 и 23 соответственно , у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень чувствительны к температуре , имеют малый температур ный запас . Очень важна скорость обливающей их жидкости , фирма специально оговаривает диаметры скважин , в которые ставят ее двигатели . Фирма ODI предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается , что плавный пуск защитит двигатель , хотя есть вероятность того , что высокий ток на отдельных фазах может выбить пробки . В общем . Технические характеристики у двигателей фирмы ODI ниже , чем у отечественных двигателей. Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г 51. Она использует к гидрозащите в ихревые газосепараторы KGV и RGV , если объем свободного газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики вихревых газосепараторов ). Фирма ODI не является лучшей фирмой , представляющей на мировом рынке погружные центробежные насосы , но и не является плохой фирмой. Более конкретно о технических данных насосов фирмы ODI представлено в приложении. При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое внимание проб леме защиты от абразии. 1.В ODI используется особая конструкция диффузора во всех ступенях насосов 55 и 70 серий для того , чтобы исключить попадание песка в область опорной втулки. Конструкция ступени фирмы ODI представлена на рис .1.4. 1 – балансная гидравлическая конструкция устраняет необходимость балансных отверстий ; 2 - пьедестальная конструкция позволяет плавный проток жидкости в рабочее колесо ; 3 – поскольку в нормальном режиме рабочее колесо давит на опору сверху , т акая конструкция препятствует попаданию песка в область между втулкой рабочего о поры диффузора ; 4 – две опоры с феноловыми шайбами уменьшают радиальную нагрузку и увеличивают продолжительность службы шайб. 1.4.Аанализ работы ЭЦН.. 1.4.1.Анализ фонда ЭЦН по АО “Сургутнефтегаз” Таблица 1.1. состояние всего Т И П О Б О Р У Д О В А Н И Я ЭЦН 5-20 ЭЦН 5-30 ЭЦН 5-80 ЭЦН 5-125 ЭЦН 5М -50 ЭЦН 5-250 ЭЦН 5А -250 ЭЦН 5А -400 ЭЦН 5А -500 ЭЦН 5А -16 ЭЦН 5А -25 Центрилифт ODI ВНН ЦУНАР прочие Спущено в скважину 7769 302 27 1535 843 3891 360 148 73 33 17 6 105 387 42 0 0 В работе 6857 221 25 1372 768 3372 333 139 65 31 8 2 105 375 41 0 0 В простое 912 81 2 163 75 519 27 9 8 2 9 4 0 12 1 0 0 1.4.2 Анализ фонда скважин. 1.4.3. По подаче. За последние годы было выпущено ок оло 1042 насосов типа ЭЦН , из них : 2,5% - ЭЦН 20 38,9% - ЭЦН 50 15,0% - ЭЦН 80 12,1% - ЭЦН 125 1,7% - ЭЦН 160 7,6% - ЭЦН 200 7,3% - ЭЦН 250 2,5% - ЭЦН 360 11,3% - ЭЦН 500 Таблица 1.2. Типоразмер Фонд на 1.01.97 Типоразмер Фонд на 1.01.97 ЭЦН 30 25 ЭЦН 200 76 ЭЦН 50 389 ЭЦН 250 73 ЭЦН 80 150 ЭЦН 360 25 ЭЦН 125 121 ЭЦ Н 500 113 ЭЦН 160 17 Всего 989 Импортного производства : Таблица 1.3. Типоразмер Фонд на 1.01.97 Типоразмер Фонд на 1.01.97 R – 3 6 RA – 16 1 RC – 5 9 RA – 22 1 RA – 7 5 R – 32 2 R – 9 6 R – 32 10 RC – 12 7 Всего ODI 53 R - 14 6 1.4.4.По напору. По напору насосы распределились следующим образом : 35,7% - напор 1300 метров 17,8 – напор 1200 метров напор 1400 метров напо р 1700 метров напор 900 метров напор 750 метров напор 100 метров В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30.50 кубических метров. 1.5. Краткая характеристика скважин Скважины бури лись на месторождениях кустовым способом , все наклонно-направленные . Средняя глубина до 3000 метров . Угол наклона скважины до 45. Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 1200 до 1700 метров. Динамический уровень : -самый малый – устье ; -самый большой – > 1000 метров. Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров . В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений , увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра. Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год представлено в таблице 1.4. Таблица 1.4. 0-200 201-400 401-800 801-1000 > 1000 всего действ. фонд. 193 152 389 166 115 1015 1115 17,3% 13,6% 34,9% 14,9% 10,3% 91,0% 100% 1.6.Анализ неисправностей ЭЦН. На предприятиях используются как модульные , так и немодульные насосные установки. К неисправностям насосных установок можно отнести следующие неисправности : - реже всего выходит из строя гидрозащита , основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы ; - двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований , а также коррозии корпуса ; - насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями , быстро изнашивается вал насоса. Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год представлен в таблице 1.5. Таблица 1.5. причины НГДП Нет подачи 200 R - 0 1020 Клин 15 Негерметичность НКТ 32 прочие 48 ВСЕГО 1315 Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом : Таблица 1.6. № Причины отказа 1996 г. 1995 г 1 Мехповреждение кабеля 71 69 2 Засорение мехпримесями 162 118 3 Агрессивная среда 1 7 4 Негерметичность НКТ 14 7 5 Несоответствие кривизны 6 27 6 Некачестве нное глушение 2 2 7 Электроснабжение 3 6 8 Нарушение э /колонны 1 2 9 Некачественный монтаж 29 65 10 Полет ЭЦН 7 1 11 Комплектация несоотв . заявке 26 18 12 Бесконтрольная эксплуатация 39 35 13 ГТМ 17 4 14 Причина не выявлена НГДП 59 53 15 Прочие 91 - Итого по вине НГДП 528 414 16 Брак ремонта кабеля 7 12 17 Брак ремонта ПЭД 9 8 18 Брак ремонта гидрозащиты 1 4 19 Брак ремонта насоса 1 - 20 Скрытый дефект оборудования 31 13 21 Причина не установлена ЭПУ 3 1 Итого по вине ЭПУ 52 38 НДП + ЭПУ Спорные Заводской брак 5 14 Итого отказов 585 466 Из таблицы видно , что самым значительным техническим фактором , влияющим на работу установок ЭЦН . И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля , засорение примесями , нек ачественный монтаж , а также несоответствие кривизны ствола скважины , и бесконтрольное эксплуатация . Отсюда следует , что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса , а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтн о го периода установки . За 1997 год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения : Таблица 1.7. Эксплуат. фонд Действ. фонд Отказы Наработка на отказ Кол-во ремонтов МРП Средний дебет Обводненность 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1576 1431 1168 1115 1172 1315 264 266 1226 1224 310 310 114.5 122.6 89,0 90,4 1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть» В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных устан овками электроцентрированных насосов . За прошедшие 5 лет наметилась тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН . В отчетном году аварийность повысилась на 16 скважин , по сравнению с аналогичным периодом 1996 года . Большая часть полетов произошли в результате расчленения фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты – 10%. Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ . Основная доля обрывов приходится на нижн ю ю и верхнюю часть колонны НКТ , соответственно – 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории частных случаев . Последняя большая группа аварий – это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН . По данной причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций насосов , 3 – по корпусу гидрозащиты , 1 – по телу ловильной головки . Сломы по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году . Проводя анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко просматривается в л ияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших причиной полета на этих скважинах . В первую очередь , львиная доля полетов получена на таких пластах , как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии . Высокое со д ержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного фонда , особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации . Более того по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается на одном уро в не , но и увеличивается . Снижение выноса мехпримесей говорит о том , что установка начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов насоса. Основными причинами аварий являются следующие факторы : 1.Повышенное содержание мехпримесей в добыва емой жидкости как после ремонта , так и в процессе эксплуатации , что вызывает интенсивный износ оборудования , что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки. 2.Некачественные крепежные материалы , применяемые при монтаже УЭЦН , которые не выдерживают вибра ционные нагрузки в процессе работы . Монтаж зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ. 3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения нефтепромысловым оборудованием , в результате чего не обновляется парк по дземного оборудования. 4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом работы скважин. 5.«Спутник». Предлагаемые меры по сокращению аварийности : 1.Повышать контроль за работой скважин , особенно по пластам А 4-5 и А 2-3. Здесь необх одимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц ), 2 раза в месяц (в начале и в конце ) контролировать УЭЦН по динамическому уровню. 2.Производить спуск УЭЦН на заданную глуби ну (7-10 метров ) только с замером НКТ , что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны. 3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда. 4.Увеличить процент обновляемости парка подзем ного ремонта. 5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием , более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений. 6.Возбновить работу ПДК по авариям , более детально подойти к расследованию причин полетов. Под робное распределение отказов представлено в приложении 5. 2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА 2.1. Патентная проработка 1. М.М . Трусов , В.Я . Райт , и др . Авторское свидетельство № 597785, № 21, 1976 г . с .4. «Скважинная насосная установка». Изобр етение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в конструкциях скважинных насосных установок , предназначенных для откачивания сред , содержащих механические примеси. Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки , а так же повышение степени очистки перекачиваемой среды. Поставленная цель достигается тем , что в скважинной насосной установке , содержащей центробежный насос , размещенный под ним электродвигатель , установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой смещения и деформируемый пакер , последний расположен выше гидроэлеватора , в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и его камера смешения сообщена с областью всасывания насоса посредством упомянутых отверстий , а электродвигатель снаб ж ен спиральной направляющей на его наружной поверхности. 2.О.М . Юсупов , М.Д . Валеев и др . Авторское свидетельство № 1019111, № 19, 1982 г ., с 4. «Способ запуска центробежного насоса». Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использов ано при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины. Цель изобретения - упрощение технологии запуска. Указанная цель достигается тем , что согласно способу запуска центробежного насоса , откачивающего газированную жидкость и установле нного в скважине на колонне подъемных труб , подключенной в верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины , включающему создание положительной разности давлений на выходе и выходе насоса , раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жи д костью , перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности давлений , и включение электродвигателя насоса , предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства , а создание положите л ьной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб. 3. Ю.Г.Вагапов , А.А.Ланкин и др . Авторское свидетельство № 808698, № 8, 1981 г ., с .4. «Погружной электроцентробежный агрегат». Изобретение относится к насо состроению и может найти применение в погружных электроцентробежных насосах , предназначенных , например , для добычи нефти из скважин. Цель изобретения – обеспечение возможности обратной прокачки жидкости через насос и измерения давления на приеме насоса. Ук азанная цель достигается тем , что насос дополнительно содержит муфту , закрепленную над обратным клапаном , в которой размещен специальный груз со штоком в нижней части , проходящим через отверстие седла клапана , причем груз имеет сквозное отверстие. 4. Л.А .Чернобай , А.М . Романов и др . Авторское свидетельство № 1028893, № 26, 1981 г ., с 4. «Погружной центробежный насосный агрегат». Изобретение относится к гидромашиностроению , более конкретно к конструкциям насосных установок для подъема минерализованн ых жидкостей , например обводненной нефти , из скважины. Цель изобретения – повышение долговечности при использовании агрегата для перекачивания обводненной нефти. Поставленная цель достигается тем , что в погружном центробежным агрегате излучатель снабжен ра сположенным по обе стороны от него кольцевыми камерами , сообщенными с отверстиями. 5. С.А . Войтко , А.А . Гунин и др . Авторское свидетельство № 1083696, 1981 г ., с .3. «Скважинная насосная установка». Изобретение относится к области гидромашиностроен ия и может быть использовано в конструкциях насосных установок , предназначенных для откачивания жидкости с механическими примесями из скважин. Цель изобретения – в повышении надежности и уменьшения габаритов установки. Поставленная цель достигается тем , чт о в скважинной насосной установке , содержащей установленный на колонне подъемных труб насос , размещенный на выходе последнего пескоотстойник , снабженный в нижней части нормально открытым клапаном , и обводную трубу , нижний конец которой непосредственно соо б щен с выходом насоса , а верхний через обратный клапан – с полостью колонны труб , обводная труба расположена внутри пескоотстойника , а нормально открытый клапан выполнен подпружиненным и имеет внутреннюю полость , уплотненную относительно полости колонны тр уб и гидравлически связанную с выходом. 2.2.Обоснование выбранного прототипа. Большое значение имеют погружные центробежные насосы для нефтедобывающей промышленности . Скважины , оборудованные установками погружных центробежных электронасосов , выгодно отли чаются от скважин , оборудованных глубинонасосными установками . Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года , без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяж е лого оборудования . Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного для промыслов спуска НКТ лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам , сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста и занимает по нормам не более 2-3 часов. Характерной особенностью погружных центробежных насоса является простота обслуживания , экономичность , относительно большой межремонтный период их работы . Насосный агрегат , состоящий из погружного центробежного насоса , двигателя и гидрозащиты спущен на колонне НКТ в скважину . Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ . Кабель в сборе , обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю , крепится к гидрозащите , насосу и колоне НКТ хомутами. Насос погружной , центробежный , модульный , многоступенчатый , вертикального исполнения. Базовой моделью для моего усовершенствования является УЭЦН 5 50-1300, так как на основании проведенного анализа полетов УЭЦНМ в АО «Сургутнефтегаз» видно , что влияние виб рации в модульных насоса ЭЦН приводит к обрыву болтов во фланцевых соединениях , не только самого верхнего , но и ниже . На основании этого предлагается конструкция противополетного устройства , устанавливаемого на каждое фланцевое соединение насосного агрега т а , описанное далее. 2.3.Суть модернизации. Страховочные муфты предназначены для предотвращения падения установок в скважину при ее расчленении по фланцевому соединению. Устанавливаются страховочные муфты между модуль-секциями насоса (кроме сое динения входной модуль – модель-секция ) и между модуль-головкой и модуль секцией . Если применяется противополетная головка. Монтаж-демонтаж установок производится согласно «Инструкции по монтажу-демонтажу на устье скважин погружных электроцентробежных насо сов для добычи нефти» со следующими дополнениями. После соединения верхней и нижней секций , приподнять агрегат и установить на фланцевом соединении страховочную муфту в следующей последовательности : 1.Вывинтить стягивающие винты из корпуса муфты для рассое динения двух частей. 2.Установить обе части муфты на фланцевое соединение винтами вниз так , чтобы срезанная плоскими часть муфты находилась под кабелем. 3.Соединить часть муфты винтами при помощи шестигранного ключа , и расклинить винты со стороны разрезанн ой части , для предотвращения самопроизвольного развинчивания. Аналогично установить муфту при наличии многосекционного насоса между всеми модулями. Демонтаж муфты осуществить следующим образом : 1.Сжать плоскогубцами расклиненные концы винтов. 2.Вывинтить в инты из корпуса страховочные муфты , разъединить части муфты и снять их. 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 3.1.Расчет ступени ЭЦН 3.1.1.Расчет рабочего колеса. При расчете ступени погружного центробежного насоса всегда известны подача и напор насоса , скорость вращ ения вала и диаметр обсадной колонны скважины для работы в которой предназначен насос . (1) Подача , Q – 30 м\сут. Напор , H – 1300 м. Частота вращения вала , n – 3000 об\мин. Внутренний диаметр корпуса насоса , d – 82 мм. Внутренний диаметр корпуса ступени , d – 76 ,5 мм. После того , как установлен внутренний диаметр ступени , можно приступать непосредственно к расчету проточной части рабочего колеса и других размеров. Для этого необходимо выполнить следующее : а ) Определить наибольший внешний диаметр рабочего коле са D max D 2max =D вн . – 25, (3.1.) где , S – радиальный зазор между внутренней стеной корпуса ступени D вн . и наибольшим диаметром рабочего колеса D max . Этот зазор выбираем в пределах S= 2-3 мм б ) Определим приведенную подачу рассчитываемой ступени : Q прив .= 2800 ( 90 ) 3 Q, (3 . 2) n D 2 max где , 2800 – приведенная скорость вращения единичного насоса в об\мин. 90 – наибольший внешний диаметр рабочего колеса единичного насоса в мм. n – число оборотов вала , об\мин. Q – рассчитываемая подача , л\ с. в ) Определяем диаметр втулки при входе в рабочее колесо : D вт. =К d вт *D 2max , (3.3) где , K d вт – коэффициент , соответствующий полученному значению Q прив , 0 ,31. После определения диаметра втулки необходимо проверить возможность размещения вала насоса. При этом должно быть соблюдено условие : D = d + 2 д вт ., где , D вт – диаметр втулки , мм ; D в – диаметр вала насоса , мм ; д вт . – толщина ступени втулки (для погружных центробежных насосов с диаметром корпуса 92-150, можно принять S вт =2-4 мм ); г ) Определяем наибольший диаметр входных кромок лопастей D 1 max по уравнению : D 1 max= D 2max KD 1max (3.4) где , К D 1 max – коэффициент , определенный для Q прив , 2,3; в ) Определяем диаметр входа D в рабоч ее колесо : D 0 =К D 0 *D 1max , (3.5) К – коэффициент диаметра входа в рабочее колесо для данного Q прив , 0,96; е ) Определяем наименьший диаметр входных кромок л опастей рабочего колеса D 2 min : D 2min =
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
Раньше студенты учились и подрабатывали, а теперь работают и подучиваются.
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.


Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru