Содержание к диссертации
Введение
1. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния установок погружных электроцентробежных насосов 12
1.1. Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживании энергомеханического оборудования 12
1.2. Методы технической диагностики энергомеханического оборудования 17
1.3. Анализ работоспособности УЭЦН и ее основных частей 26
1.3.1. Работоспособность ЭЦН с рабочими колесами из чугуна, полиамида и нерезиста 34
1.3.2. Работоспособность колонны НКТ УЭЦН 36
1.3.3. Влияние различных факторов на надежность УЭЦН 37
1.4. Анализ напряжений от вынужденных колебаний упругой системы УЭЦН-НКТ 41
1.5. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН 49
Выводы 59
2. Разработка способа и методик диагностирования и оптимизации эксплуатации УЭЦН 61
2.1. Диагностирование УЭЦН на горизонтальных стендах компьютерного тестирования 61
2.2. Разработка способа диагностирования УЭЦН в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождения 70
2.2.1. Электромагнитные процессы, происходящие при изменении воздушного зазора в ПЭД 72
2.2.2. Влияние технологических погрешностей на возмущающие силы магнитного происхождения 79
2.2.3. Критерии оценки технического состояния УЭЦН 83
2.3. Оптимизация эксплуатации погружных установок 90
2.4. Разработка технической системы диагностирования УЭЦН 97
Выводы 110
3. Диагностирование труб и деталей установок погружных электроцентробежных насосов с использование метода магнитной памяти металла 112
3.1. Метод магнитной памяти металла 112
3.2. Методика определения предельного состояния металла в зонах концентрации напряжений по градиенту магнитного поля рассеяния 115
3.2.1. Анализ информации результатов ММП - контроля 120
3.2.2. Методика определения состояния концевых деталей по градиенту магнитного поля рассеяния 125
3.3. Оценка технического состояния концевых деталей УЭЦН 128
3.4. Дополнительное обследование концевой детали УЭЦН ВЗОНеКНщах 138
3.5. Обработка результатов контроля и определение предельного состояния концевых деталей с использованием программы «MM-System» 143
Выводы 153
Заключение 155
Список использованных источников 158
Приложение 173
- Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживании энергомеханического оборудования
- Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН
- Диагностирование УЭЦН на горизонтальных стендах компьютерного тестирования
- Методика определения предельного состояния металла в зонах концентрации напряжений по градиенту магнитного поля рассеяния
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Правильная и эффективная эксплуатация установленного на нефтяных промыслах энергомеханического оборудования невозможна без использования современных методов и средств контроля и прогнозирования технического состояния и технологических параметров объектов добычи. В настоящее время большое внимание уделяется созданию средств и методов технической диагностики энергомеханического оборудования.
Внедрение новых методов диагностики нефтепромыслового оборудования, установка погружных центробежных электронасосов и блочных кустовых насосных станций, имеющих преобладающий удельный вес в энергопотреблении, неразрывно связана с решением таких ключевых проблем, как повышение качества оборудования, сокращение сроков его освоения и затрат на эксплуатацию, и направлена в конечном счете на экономию топливно-энергетических ресурсов, повышение эффективности и надежности функционирования нефтегазодобывающих компаний.
Значение диагностирования неуклонно возрастает, что предопределено объективными тенденциями развития нефтяной промышленности, сопровождающимися непрерывным старением оборудования нефтяных промыслов, увеличением парка эксплуатируемых агрегатов, расширением их номенклатуры, усложнением и разнообразием конструкций, различием условий и стратегии эксплуатации при ограниченности трудовых ресурсов и производительных сил.
Внедрение методов и средств диагностирования и прогнозирования
технического состояния на всех стадиях жизненного цикла
энергомеханического оборудования (предэксплуатационное
диагностирование, техническое обслуживание и ремонт по результатам диагностирования) позволяет:
сократить время поиска неисправностей и причин отказов;
перейти от традиционной системы планово-предупредительных ремонтов к ремонту с учетом фактического технического состояния оборудования, что способствует увеличению ресурса работы оборудования, позволяет сократить затраты на ремонт, уменьшить потребность в запасных частях и ремонтном персонале, повысить качество выполнения ремонта, сократить время его проведения;
перейти к оптимальному управлению технологическим процессом на объектах нефтедобычи с учетом фактического состояния оборудования с целью повышения эффективности и экономичности работы энергомеханического оборудования;
повысить коэффициент использования оборудования;
уменьшить вероятность внезапных отказов и тем самым повысить безопасность труда и исключить значительный ущерб;
обеспечить информацией персонал о фактическом состоянии и энергетических характеристиках энергомеханического оборудования в процессе эксплуатации.
Внедрение диагностирования энергомеханического оборудования позволит также с большей эффективностью планировать и прогнозировать работу ЫГДП; обоснованно подойти к разработке соответствующих нормативов на различных уровнях.
Основным способом добычи нефти является механизированный способ с применением УЭЦН. Так, доля его использования в ОАО «Ноябрьскнефтегаз» составляет 70 %, в ОАО «ТНК-ВР» - 69 %. Анализ работоспособности УЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири показал, что УЭЦН при эксплуатации выходит из строя не по предельному износу, а в результате расчленения секций (PC-отказов) электроцентробежных насосов. Отечественные погружные установки имеют наработку на отказ 300-400 суток в среднем по нефтяным месторождениям Западной Сибири. По оборудованию
Reda и Centrilif средние показатели МРП достигают 1100 суток, а отдельные установки работают по 7-8 лет. Причем основной причиной РС-отказов является вибрация установки. Таким образом, проблема повышения надежности, раннего обнаружения дефектов УЭЦН путем диагностирования установки является актуальной.
Одним из перспективных направлений повышения эффективности функционирования УЭЦН является повышение надежности и раннее обнаружение дефектов УЭЦН путем диагностирования установки, для чего требуется разработать методики и регламент по определению технического состояния и оптимизации проведения технических обслуживании (ТО) и ремонтов УЭЦН.
Степень разработанности проблемы. Исследованию теории оптимального технического обслуживания и диагностирования оборудования посвящены работы В.Д. Авилова, И.А. Биргера, Н.Г. Бруевича, Ю.К. Беляева, Б.В. Васильева, Г.А. Голинкевича, Г.В. Дружинина, В.А. Каштанова, Л.П. Леонтьева, Ю.З. Ковалева, Перотте, Г.С. Рахутина, Г.И. Разгильдеева, А.Л. Райкина, А.С. Сердакова, СВ. Степанова, А.И. Селиванова, Н.А. Северцева, А.Н. Скля-ревича, А.Д. Соловьева, И.А. Ушакова, A.M. Широкова, Н.А. Шишонка, Я.Б. Шора, Р.Я. Федосенко, В.И. Щуцкого и других отечественных авторов. Их работы посвящены в основном системам управления и защиты оборудования общепромышленного назначения и не затрагивают технологию и особенности эксплуатации нефтепромыслового энергомеханического оборудования. Этими особенностями определяются требования к поддержанию надежности, к способам и методикам диагностирования и оптимизации обслуживания энергомеханического оборудования.
Исследованию оптимизации технического обслуживания, ремонта и диагностики энергомеханического оборудования нефтяных и газовых месторождений посвящены работы Б.Г. Меньшова [72], М.С. Ершова [43],
В.В. Сушкова [111], В.П. Фролова [116-120] и других специалистов. В них недостаточно полно рассмотрены вопросы технических обслуживании и диагностирования УЭЦН, особенно на работающей нефтяной скважине.
Анализ вышеприведенных работ позволил определить подход к повышению эффективности работы УЭЦН, который базируется на оценке технического состояния отдельных деталей (узлов) и в целом установок различных типов на главных жизненных этапах их работы.
Специфика нефтегазодобывающих предприятий нашла свое отражение не в общих подходах и методах диагностирования, а в особенностях применяемых методов и разработанном способе диагностирования УЭЦН, причем их разработка осуществлена на основе существующих методов, предложенных в вышеприведенных работах.
Цель работы - повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов путем разработки методов оценки технического состояния и остаточного ресурса на всех стадиях жизненного цикла установки.
Основные задачи исследований:
разработать методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН;
разработать методику диагностирования технического состояния установок УЭЦН по параметрам вибрации на горизонтальных стендах компьютерного тестирования;
разработать способ определения технического состояния УЭЦН в скважине без остановки и изменения ее технологических параметров; техническую систему по преобразованию, хранению и обработке анализируемых данных, методику определения периодичности диагностирования УЭЦН в скважине;
разработать методику диагностирования технического состояния деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла;
разработать методическое обеспечение диагностирования и контроля технического состояния объектов нефтедобычи и промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических и технологических решений.
Объект исследований - электротехнический комплекс добычной скважины.
Предметом исследования являются способы, методики оценки технического состояния энергомеханического оборудования.
Теоретической и методологической основой диссертационного исследования послужили фундаментальные и прикладные исследования отечественных и зарубежных ученых, государственные и ведомственные стандарты, материалы научных конференций, периодических изданий и сети Internet.
В процессе исследования использовались принципы системного анализа, аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования, основанного на теории вероятностей и математической статистике, теории надежности; экспериментальных исследований функционирования энергомеханического оборудования нефтяных месторождений на основе многолетних наблюдений за оборудованием в ходе эксплуатации.
Научная новизна диссертационной работы состоит в разработке методов повышения эффективности эксплуатации УЭЦН путем распознавания состояния и дефектов, определения остаточного ресурса УЭЦН без вмешательства в режим ее эксплуатации.
Основные результаты, определяющие научную новизну диссертации:
разработан методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН;
уточнены нормативы оценки технического состояния УЭЦН по параметрам вибрации на горизонтальных компьютерных стендах, установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации;
разработаны способ определения технического состояния УЭЦН на работающей скважине и методика по определению периодичности диагностирования УЭЦН. Способ защищен патентом РФ и относится к диагностике оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные двигатели;
разработана методика и нормативы оценки технического состояния концевых деталей УЭЦН на основе метода магнитной памяти (ММП) металла, основанная на регистрации магнитных полей рассеяния и анализе их распределения на контролируемом оборудовании сложной формы;
разработано методическое обеспечение и рекомендации по практическому применению этих методик для УЭЦН.
Достоверность основных теоретических положений подтверждается корректным применением соответствующего математического аппарата; достаточным объемом статистических данных; положительными результатами внедрения разработанных методик диагностирования и рекомендаций в практику эксплуатации УЭЦН.
Теоретическая и практическая значимость исследования заключается в разработке способа и методик оценки технического состояния УЭЦН. Основные методические положения и технические решения, изложенные в диссертационной работе, могут быть использованы для повышения
надежности и определения неисправностей и дефектов погружной установки при послеремонтном контроле и на работающей в нефтяной скважине.
Апробация результатов исследования проводилась в форме докладов и обсуждений на заседаниях кафедр физики Нижневартовского филиала Тюменского государственного нефтегазового университета и электрической техники ОмГТУ, на международных и научно-практических конференциях нефтяных компаний.
Структура и объем диссертации: диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, библиографии по теме исследования (142 наименования) и приложения. Общий объём диссертации составляет 177 страниц, в том числе 39 иллюстраций и 15 таблиц.
Во введении обоснованы актуальность темы диссертации, степень научной разработанности проблемы, определены цель и задачи исследования, его научная новизна, теоретическое и практическое значение, а также раскрыта содержательная сторона работы.
В первой главе осуществлен обзор основных результатов повышения эффективности энергомеханического оборудования в нефтедобыче с помощью диагностирования и оптимизации ТО электротехнических комплексов, изложенных к настоящему времени в работах отечественных и зарубежных авторов. Проведен анализ и определены основные факторы, влияющие на надежность УЭЦН. Определены законы распределения наработок на отказ УЭЦН, необходимые для определения оптимальной периодичности диагностирования. Разработана методология обеспечения работоспособного состояния УЭЦН. Результаты данной главы могут быть полезны при проведении организационно-технических мероприятий, направленных на
повышение эффективности работы УЭЦН в нефтегазодобывающих предприятиях.
Во второй главе рассмотрено послеремонтное диагностирование УЭЦН на горизонтальных стендах, определены качественные оценки технического состояния. Установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации, что позволит облегчить идентификацию дефектов. Разработаны методика определения оптимальной периодичности диагностирования УЭЦН и способ диагностирования УЭЦН в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождениях. Для проведения контроля технического состояния УЭЦН в нефтяной скважине разработана система по преобразованию и обработке полученных данных.
В третьей главе диссертации разработана методика оценки технического состояния концевых деталей с использованием магнитной памяти металла; определен критерий состояния концевых деталей по градиенту магнитного поля рассеяния; приведены результаты оценки качества состояния концевых деталей УЭЦН. Разработана программа на ПЭВМ по обработке результатов контроля и определению предельного состояния концевых деталей с использованием ММП.
В заключении диссертации обобщаются результаты проведенного исследования, формулируются выводы работы.
Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживании энергомеханического оборудования
Нефтепромысловое энергомеханическое оборудование - комплекс машин, аппаратов и вспомогательного оборудования, взаимосвязанный общим технологическим процессом добычи, подготовки и транспорта нефти и попутного нефтяного газа и предназначенный для преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии. К данному виду оборудования относятся установки погружных электроцентробежных насосов.
Задачи оптимизации ТО различаются по ряду признаков, из которых основным является критерий оптимальности качества эксплуатации. Критерий выбирается исходя из целевого назначения оборудования, условий эксплуатации, а также с учетом интересов системы высшего порядка.
К критериям оптимальности относятся экономические критерии и критерии, оптимизирующие тот или иной показатель надежности или технические характеристики эксплуатации оборудования. Оптимизация ТО по критериям надежности рассмотрена в работах [7, 19, 24, 86, 106, 115].
В статье [106] в качестве показателя эффективности ТО принят коэффициент технического использования Ки. Следует отметить, что максимум функции Ки не всегда определяет оптимальное условие эксплуатации по затратам, т.к. вполне может сложиться такая ситуация, при которой затраты, необходимые для достижения максимального значения Ки, значительно больше выигрыша от его увеличения.
В работе [9] оптимальный период ТО и ремонтов определяется исходя из максимума коэффициента готовности. Следует отметить, что в этом случае можно получить решение, которое является одновременно и решением, характеризующимся минимальной стоимостью, если среднее время, затрачиваемое на ремонты, прямо пропорционально расходам на восстановление работоспособного состояния, что для ряда оборудования, в том числе для нефтепромыслового электрооборудования, не выполняется.
Оптимизация стоимостных показателей рассмотрена в работах [24, 30, 38, 54, 71, 111, 120]. Анализ работ показал, что удельная величина суммарных затрат на эксплуатацию - затраты на плановый и аварийный ремонты, приведенные к единице времени, имеющие вероятностный смысл. Экономический подход к определению периодичности ТО и ремонтов является приемлемым для электрооборудования, эксплуатируемого на нефтяных месторождениях. Задача заключается в корректном определении затрат на ремонты и ущербы [22], связанные с проведением плановых ТО и простоями технологического оборудования за время устранения неисправности (отказа, аварии).
В статьях [5, 30] оптимальная периодичность плановых ремонтов бурового оборудования определяется исходя из условия минимизации эксплуатационных затрат с учетом недоиспользования ресурса заменяемых деталей, но при этом не учитываются возможные потери, связанные с простоем буровой установки.
В работах [98, 100] решается задача расчета оптимальных интервалов плановых ремонтов горного оборудования. Определяется такой интервал замен (ремонтов), при котором суммарные затраты на эксплуатацию будут минимальными. В указанных работах не учитываются особенности эксплуатации и проведения плановых ремонтов электрооборудования на нефтяных месторождениях.
Оптимизации ТО электрооборудования посвящены работы [85, 97], но без учета специфики проведения плановых ремонтов на нефтяных месторождениях Западной Сибири. В статье [58] определяется периодичность предупредительных ремонтов двигателей электробуров. Достоинством данной работы является то, что оптимальный межремонтный период определяется с учетом погрешности в оценке затрат на плановые и аварийные ремонты.
В работе [97] приводится математическая модель планирования ТО (ремонтов, замены) различного электрооборудования, при эксплуатации которого возникают неравноценные по своим последствиям отказы. Отказы электрооборудования в одних случаях приводят к необходимости замены, в других - к ремонту электрооборудования на месте установки. Оптимальная периодичность замены оборудования получена из условия минимума ожидаемых затрат в единицу времени, которые представляют сумму возможных затрат от всех видов отказов (восстанавливаемых и не восстанавливаемых) и плановых ремонтов. В данном случае в целевой функции не учитывается ущерб от простоя оборудования. Определение периодичности диагностирования технических систем рассматривается в литературе [31, 32, 33, 34, 111, 117, 131, 135, 137]. В статье [111] приведена полумарковская модель определения стационарной вероятности нахождения электроустановки в работоспособном состоянии, периодичность определяется путем сравнения ущерба от отказов с затратами на проведение диагностического обследования, которая может рассматриваться как основа для дальнейших исследований.
В работе [43] рассматриваются модели непрерывного контроля обмоток силового трансформатора. Для моделирования используется аппарат полумарковских случайных процессов. Определяется, что при непрерывной диагностике состояния изоляции можно отказаться от плановых отключений трансформатора, связанных с контролем изоляции, и проводить отключения по мере необходимости. При этом не учитывалось, что применение таких систем контроля применительно к однотрансформаторным подстанциям мощностью от 100 до 630 кВА очень дорого в условиях Западной Сибири. В работе [36] предлагается метод выбора периодичности диагностики и величины упреждающего допуска параметра технического состояния, оптимальных с точки зрения минимума удельных суммарных затрат на эксплуатацию оборудования. Решение получено только для случая, когда плотность распределения отказов подчиняется экспоненциальному закону.
В работе [104] приведены нормативы по организации проведения ТО ремонтов электрооборудования, которые не учитывают особенности эксплуатации электрооборудования нефтяных промыслов. В руководящих документах [80, 112] рассмотрены подходы и методики вибродиагностики и трибодиагно-стики механического оборудования нефтегазодобывающей промышленности, причем некоторые результаты могут быть распространены на нефтепромысловое энергомеханическое оборудование.
Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН
Процесс добычи нефти сопряжён с большим количеством осложняющих факторов, в связи с чем одной из основных задач, стоящих перед нефтяными компаниями, является снижение степени влияния этих факторов, что позволит снизить затраты, повысить эффективность производства. Исследовалось влияние факторов на надежность УЭЦН нефтяных месторождений, которые обусловливаются различными видами осложнений при эксплуатации нефтяных скважин. Факторы подразделяются на технические (вибрация), технологические (глубина спуска, кривизна скважины, темп набора кривизны) и геолого-технические (повышенное содержание механических примесей, отложение солей, высокое содержание парафина, температура в зоне работы, обводненность, высокая вязкость и газовый фактор, низкие забойные давления).
Необходимо отметить, что увеличение (как, впрочем, и снижение) наработки на отказ УЭЦН, например на 10 %, стоит компании «ЮКОС» более полумиллиарда рублей в год (включая затраты на ремонт скважин и оборудования, потери в добыче нефти за время ремонтов скважин).
Анализ сложившейся ситуации показывает прямую связь между увеличением глубины спуска погружных систем УЭЦН и средней наработкой на отказ УЭЦН. Разложив все отказавшие УЭЦН на 3 условные группы, в зависимости от их глубины спуска, получены следующие результаты: на глубине спуска до 2 км средняя наработка на отказ составляет более 400 суток, в диапазоне спуска от 2 до 2,5 км средняя наработка снижается на 66 %, а в диапазоне спуска глубже 2,5 км данный показатель снижается на 81 % по отношению к наработкам УЭЦН, спущенным на глубину до 2 км. Тенденция снижения средней наработки на отказ при заглублении УЭЦН отражает степень влияния суммарной составляющей осложняющих факторов на работу насосов.
Основными проблемами, осложняющими технологический процесс механизированной добычи, нефти являются засорение и истирание центробежных насосов ЭЦН абразивными частицами в скважинах после гидроразрыва пласта (ГРП) или частицами горных пород (29 % отказов), отложения солей на рабочих органах ЭЦН (21 % отказов), перегревы и отказы узлов по температуре (7% отказов) и влияние свободного газа в перекачиваемой жидкости.
Доля осложненных отложением солей скважин занимает от 8 до 10 % в структуре действующего фонда скважин. С ростом обводненности добываемой продукции эта проблема увеличивается. Для борьбы с отложениями солей на рабочих органах использовали несколько способов. Это и обработка призабойной зоны перед запуском УЭЦН в работу, и закачка реагента через систему ГШД в пласт, контейнеры с реагентом под УЭЦН, и наиболее распространенный способ - установка устьевых дозирующих устройств (УДЭ). Кроме того, при использовании УДЭ, при больших наработках УЭЦН существует серьезная опасность прикипання погружного двигателя ПЭД к эксплуатационной колонне скважины, т.к. двигатель ПЭД работает в зоне, где влияние ингибитора не сказывается. В данном случае наработка на отказ ЭЦН на всех скважинах нестабильная, имеет разброс своих значений, отличающихся на два порядка. Средняя наработка на отказ УЭЦН составила на незасоренных скважинах 185,4 суток, а на засоренных скважинах - 168,5 суток, т.е. на 11,8 % меньше, чем в незасоренных скважинах.
Повышенное содержание механических примесей в добываемой жидкости приводит к перекрытию проходных отверстий направляющих аппаратов и рабочих колес ЭЦН, что сказывается на снижении производительности установки, более интенсивном износе и увеличении амплитуды вибрации. Повышенная вибрация может привести к самопроизвольному отвороту или обрыву болтов фланцевых соединений и падению установки на забой скважины. Проведенный анализ зависимости аварийности УЭЦН от содержания механических примесей показал, что максимум падений приходится на содержание примесей, равное 200-500 мг/л. При содержании мехпримесей более 500 мг/л число отказов снижается, но при этом потребляемый ток возрастает, что вызывает оплавление удлинителя кабеля.
Получена экспериментальная зависимость наработки на отказ Т от содержания механических примесей G, которая имеет вид
Существенное влияние на работу УЭЦН оказывает высокая температура в зоне работы УЭЦН (включая дополнительный нагрев от работы самой установки) [2]. Этот вопрос является особенно ресурсоемким, т.к. он требует использования термостойких узлов УЭЦН, а именно: применения погружного термостойкого двигателя ПЭД с синтетическим маслом, использования более надежной гидрозащиты, применения термостойких кабельных удлинителей, и использования термовставок из свинцового кабеля по 300-800 метров.
В настоящее время не существует альтернативы импортному термостойкому кабелю в свинцовой оболочке. Отечественный термостойкий кабель с изоляцией из полимеров показал низкий ресурс работы в осложненных условиях, при этом более 50 % его отбраковываем по первому рейсу в связи с изменениями геометрии и цвета изоляции.
Диагностирование УЭЦН на горизонтальных стендах компьютерного тестирования
Ниже рассмотрено диагностирование установок погружных центробежных электронасосов на горизонтальных стендах компьютерного тестирования, которое необходимо проводить с целью входного контроля после ремонта УЭЦН, а также для новых установок.
До последнего времени при проведении послеремонтного диагностирования ЭЦН на ремонтных предприятиях измерялись следующие показатели: расход и давление перекачиваемой жидкости; частота вращения вала; мощность на валу насоса; параметры перекачиваемой жидкости (температура, плотность, вязкость); температура по корпусу. Для ПЭД - это номинальная мощность, линейное напряжение, номинальный ток, момент на валу электродвигателя, омическое сопротивление фаз обмотки статора относительно корпуса, ток холостого хода и т.д. Этих параметров явно недостаточно для оценки технического состояния УЭЦН. Поэтому типовой набор контролируемых параметров был дополнен диагностикой по параметрам вибрации. Естественно, что только комплексный подход и многопараметрический анализ позволяет увеличить достоверность оценки технического состояния оборудования и сократить трудозатраты на поиск неисправностей и скрытых дефектов, накопить информацию для изучения особенностей и закономерностей изменения технического состояния и прогнозировать работоспособность установок.
Для оценки технического состояния новых и отремонтированных УЭЦН на ремонтном предприятии используют горизонтальные компьютерные стенды. Технические параметры стенда приведены в табл. 2.1.
Для проведения выходного контроля гидродинамических характеристик ступеней поступающих на ремонт погружных насосов применяют компьютеризированные стенды тестирований (рис. 2.1). Стенд «Новомета» позволяет на сборке из 5 ступеней получить зависимости H-Q, N-Q и КПД-Q. Точность измерения расхода в диапазоне от 65 до 400 м3 в сутки не превышает 1 %, напора в диапазоне от 0 до 6 атм - 0,5 %, кпд - 3 %. Потребляемая мощность составляет 3 кВт.
Диагностике и послеремонтному диагностированию энергомеханического оборудования посвящен ряд работ, включая руководящие документы (РД) [92, 94]. Существует потребность развития технологии диагностирования на основе накопленного опыта в эксплуатации нефтепромыслового оборудования [111, 112].
Для проведения послеремонтного диагностирования УЭЦН, а также диагностирования новых УЭЦН по параметрам вибрации необходимо определить критерии оценки технического состояния оборудования. Для решения поставленной задачи рассматривались три подхода [34].
Первый заключается в следующем: снятие вибрационных характеристик по определенной схеме на специализированном стенде; проведение анализа результатов виброобследования с оценкой технического состояния оборудования по выбранным критериям. Если оценка неудовлетворительная, то осуществляется повторный ремонт. При этом предусматривается регистрация в электронной базе данных (БД) вибрационных характеристик конкретной установки, информации о монтаже и условиях эксплуатации и результатах комиссионной разборки УЭЦН после демонтажа. Основным недостатком данного подхода является то обстоятельство, что достоверность информации о техническом состоянии получаемой при разборке УЭЦН определяется квалификацией ремонтного персонала.
Второй подход заключается в определении характерных спектров на технически исправном оборудовании для различных типов УЭЦН; снятие вибрационных характеристик УЭЦН на специализированном стенде и сопоставление их с характерными спектрами; выдача заключения о техническом состоянии установки. Недостаток данного подхода заключается в сложности и трудоемкости определения характерных спектров, которые в некоторых случаях не гарантируют правильности выводов о техническом состоянии установки.
Третий подход заключается во внедрении дефектных элементов (рабочих колес, подшипников и т.д.) в секции УЭЦН с последующим анализом результатов виброобследований и записи характерных спектров вибрации. Недостатком данного подхода является трудоемкость и дороговизна проведения обследований с целью получения характерных спектров вибрации.
Для определения критериев оценки технического состояния УЭЦН был выбран первый подход.
Методика определения предельного состояния металла в зонах концентрации напряжений по градиенту магнитного поля рассеяния
Разработанный способ позволяет осуществлять оперативное диагностирование (диагностирование работающей УЭЦН), определять располагаемый на момент контроля ресурс работоспособности, и с помощью разработанного способа возможно распознавать следующие повреждения УЭЦН без вмешательство в режим ее эксплуатации путем периодических наблюдений: небаланс вследствие изгиба вала или расцентровка вследствие изгиба вала в районе шлицевой муфты или ослабления крепления фланцевых соединений секций УЭЦН; дефекты подшипников скольжения ПЭД и ЭЦН; дефекты осевых опор вала УЭЦН или осевое смещение активных пакетов ротора относительно статора (дефект «осевого разбега»); изгиб корпуса секции УЭЦН или задевания в парах трения рабочих колес и направляющих аппаратов или засорение проточной части УЭЦН механическими примесями и отложениями или неоднородность рабочей среды вследствие повышенного газосодержания; несимметрия питающего напряжения, межвитковые замыкания в статоре ПЭД; дефект «беличьей клетки» ротора ПЭД; эксцентриситет зазора ротор - статор или нарушение диэлектрических свойств масла ПЭД. Кроме того, возможно распознать колебания динамического уровня (столба жидкости) скважины.
Таким образом, установлено, что основной причиной РС-отказов является вибрация установки в скважине. По результатам проведенных обследований идентифицированы повреждения УЭЦН по полученным сигналам переменного тока, которые затем были подтверждены в ремонтных цехах НГДП. Разработанный метод, основанный на регистрации и анализе электрического сигнала, который порождается силами различной природы, позволяет распознать основные повреждения УЭЦН. Точность диагноза повреждений установки на основе разработанного метода составляет более 90%. Для проведения контроля технического состояния разработано устройство по преобразованию и обработке полученных данных, которое позволило проводить контроль технического состояния без вмешательства в работу установки.
Оптимизация замены технических систем, как в целом, так и их элементов, рассматривается в теории восстановления [25]. Эта теория может быть использована для описания функционирования УЭЦН. Установку можно представить как систему, состоящую из таких последовательно соединенных элементов, как кабель основной - кабель соединительный (удлинитель) -погружной электродвигатель (ПЭД) - нефтенасос (ЭЦН). При исследовании оптимизации замены УЭЦН используется модель как полного, так и минимального восстановления. Интенсивность отказов элементов системы после восстановления (аварийного или профилактического) такая же, как в начале эксплуатации у новых элементов, в то время как после минимального восстановления она такая, как перед повреждением, приводящим к необходимости минимального восстановления. При этом предполагается, что после каждого отказа система переводится в исправное состояние за время, пренебрежимо малое по сравнению с ее наработкой. Это модель реально отражает ситуацию при эксплуатации УЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Действительно, замена отказавших УЭЦН на резервные (как новые, так и после ремонта) происходит в течение не более трех суток при наработке УЭЦН до отказа 90-650 суток. К числу оптимизационных задач применительно к УЭЦН, рассмотренных в [69, 70], можно отнести задачу по определению сроков проведения полных профилактических восстановлений элементов УЭЦН. Проведение этих восстановлений в определенные моменты времени, например, в начале каждого месяца, года и т.д. экономически нецелесообразно, так как связано со спускоподъемными операциями, стоимость которых сравнима со стоимостью элементов УЭЦН.
Оценка остаточного ресурса осуществляется на основе функции регрессии. Пусть y(t) = (t, a, b ...) - уравнение регрессии, полученное по результатам диагностики (коэффициенты a, b ...определяются по методу наименьших квадратов). Тогда ожидаемый средний остаточный ресурс toc = tnM, где tn - время достижения предельного состояния; tM - время последней диагностики.
Если уравнение регрессии адекватно полученным измерениям, то остаточный ресурс больше гарантированного с доверительной вероятностью у. Данный подход применим для прогнозирования остаточного ресурса УЭЦН. В то же время гарантированный остаточный ресурс [55] находится по доверительным границам коэффициентов уравнения регрессии, а не на основе прогнозируемого значения.
Ниже предлагается методика определения периодичности контроля состояния и величины упреждающего допуска параметра технического состояния УЭЦН, оптимальных с точки зрения минимума удельных суммарных затрат на эксплуатацию установки [36, 37]. При этом в качестве исходной рассматривается схема с тремя состояниями.
Пусть r\ (t) -монотонная случайная функция неслучайного аргумента, динамика изменения параметра которой как для совокупности однотипного оборудования характеризуется веером реализаций, а случайная величина его ресурса - плотностью распределения отказов установки f(t) (гл. 1). Превышение предельного значение параметра 7/кр (амплитуда исследуемой частоты) приводит к отказу установки; непревышение допустимого значения г]д на момент диагностики обеспечивает с заданной вероятностью работоспособность оборудования до следующего момента диагностики; лн -номинальное (нормированное) значение параметра; Аг=1тд. - TJKPI -упреждающий допуск параметров в процессе эксплуатации.
Похожие диссертации на Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири
