Содержание к диссертации
Введение
1. Проблема оценки надежности УЭЦН по результатам промысловой эксплуатации 9
1.1 Эксплуатационные характеристики УЭЦН 9
1.2 Оценка надежности УЭЦН методами математической статистики 11
1.3 Методы, принятые в нефтедобывающей отрасли, для оценки надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 17
1.4 Постановка задачи исследования 23
2. Методика оценки надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 25
2.1 Типы данных о результатах эксплуатации УЭЦН 25
2.2 Статистическая обработка цензурированных выборок данных 27
2.3 Оценка необходимого объема выборки 32
2.4 Оценка необходимой продолжительности испытаний 34
2.5 Определение и критерии отказа УЭЦН 37
2.6 Методики и процедуры анализа надежности УЭЦН
2.6.1 Требования к методикам анализа надежности УЭЦН 49
2.6.2 Расчет надежности УЭЦН по выбранному критерию отказа 50
2.6.3 Процедура структурного анализа надежности УЭЦН 52
2.6.4 Процедура поузлового анализа надежности УЭЦН
2.7 Реализация методик и процедур анализа надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 58
2.8 Заключение 61
3. Практическое применение методики и процедур анализа надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 63
3.1 Оценка надежности насосов базового и износостойкого исполнения по результатам эксплуатации в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
3.1.1 Постановка задачи исследования 63
3.1.2 Оценка надежности насосов по методике принятой в НК «ЛУКОЙЛ» 65
3.1.3 Оценка надежности насосов с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 67
3.1.4 Обобщение, полученных результатов 74
3.2 Оценка результатов эксплуатации установок «Новомет» повышенной надежности в ОАО «Сургутнефтегаз» 74
3.2.1 Постановка задачи исследования 74
3.2.2 Оценка результатов эксплуатации установок с гарантией 1000 суток с помощью показателей надежности, принятых
в ОАО «Сургутнефтегаз» 76
3.2.3 Оценка результатов эксплуатации установок с гарантией 1000 суток с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 78
3.2.3.1 Расчет Общей Надежности УЭЦН 78
3.2.3.2 Структурный анализ надежности. Оценка Конструкционной Надежности УЭЦН 84
3.2.4 Обобщение, полученных результатов 93
3.3 Решение задачи увеличения наработки УЭЦН на фонде скважин Ноябрьского региона ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 94
3.3.1 Постановка задачи исследования 94
3.3.2 Поузловой анализ надежности УЭЦН по фонду скважин Ноябрьского региона ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 95
3.3.3 Оценка эффективности мероприятий по увеличению наработки УЭЦН 100
3.3.3.1 Оценка эффективности мероприятий с помощью показателя «наработка на отказ» 100
3.3.3.2 Оценка эффективности внедрения термостойких кабельных удлинителей с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 102
3.3.3.3 Оценка эффективности внедрения установок, подобранных по программе подбора NovometSel-Pro, с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 106
3.3.3.4 Оценка эффективности внедрения ремонтных насосов, собранных по износостойкой схеме, с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным 109
3.3.4 Обобщение, полученных результатов 112
3.4 Вероятностная модель отказов погружного оборудования 114
3.5 Заключение 115
4. Методика оценки надежности малых партий УЭЦН 117
4.1 Метод последовательного анализа и его адаптация для оценки надежности УЭЦН 117
4.2 Оценка результатов подконтрольной эксплуатации установок «Новомет» в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» 128
4.3 Проверка точности методики оценки надежности малых партий УЭЦН на примере оценки результатов испытаний установок «Новомет» в ООО «Газпромнефть-Хантос» 133
4.4 Оценка результатов испытаний модульных гидрозащит «Новомет» 134
4.5 Оценка результатов испытаний УЭЦН «Новомет» 3 габарита 135
4.6 Оценка результатов испытаний газосепараторов «Новомет» с винтовой гильзой 136
4.7 Заключение 137
Выводы 138
Список литературы
- Оценка надежности УЭЦН методами математической статистики
- Определение и критерии отказа УЭЦН
- Оценка надежности насосов с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным
- Проверка точности методики оценки надежности малых партий УЭЦН на примере оценки результатов испытаний установок «Новомет» в ООО «Газпромнефть-Хантос»
Введение к работе
з
Актуальность проблемы. В современных условиях добычи нефти, при увеличении доли трудно извлекаемых запасов и использовании технологий интенсификации добычи актуальной задачей является улучшение эксплуатационных характеристик погружного нефтедобывающего оборудования, основным видом которого являются установки погружных электроцентробежных насосов (далее УЭЦН).
Эксплуатационные свойства УЭЦН характеризуются двумя группами параметров. К первой относятся гидродинамические и энергетические характеристики, такие как напорно-расходная характеристика, КПД, мощность. Вторая группа, надежность, определяет способность оборудования сохранять значения этих параметров в установленных пределах в процессе эксплуатации. Обе группы в равной мере характеризуют эксплуатационные свойства УЭЦН. Поэтому для разработки оборудования с улучшенными эксплуатационными характеристиками необходимо иметь объективные, научно обоснованные методики измерения этих параметров.
В настоящее время параметры первой группы принято измерять на специализированных стендах. Стендовые испытания данных параметров обладают достаточной точностью, получаемые при испытаниях значения являются общепринятыми характеристиками оборудования. Определение надежности на стендах также возможно, но стендовые испытания, могут лишь приближенно имитировать реальные условия эксплуатации, и поэтому не являются достаточными для описания надежности УЭЦН. Полное и достоверное представление о надежности погружного оборудования может быть получено только на основании результатов его эксплуатации в реальных промысловых условиях.
Поскольку отказы УЭЦН носят случайный характер, то научно обоснованные характеристики надежности погружных установок можно получить средствами математической статистики, точнее ее раздела -статистической теории надежности. Однако до настоящего времени в
нефтедобывающей отрасли современные средства статистической теории надежности для обработки эксплуатационных данных систематически не применялись.
Получившие в нефтедобывающей отрасли повсеместное распространение такие оценки, как «межремонтный период» и «наработка на отказ» при расчете надежности УЭЦН и их узлов имеют ряд существенных недостатков:
получаемые для расчетов по этим методикам выборки данных не являются представительными;
вычисляемые критерии зависят от графика ввода оборудования в эксплуатацию;
- не определяется точность, рассчитываемых оценок надежности.
Обоснование указанных недостатков будет дано ниже в описании
Главы 1. Их наличие ограничивает применение «наработки на отказ» и «межремонтного периода» для оценки результатов эксплуатации погружного оборудования и ставит под сомнение результаты любого сравнительного анализа основанного на их расчете. Поэтому, актуальной задачей является разработка методики расчета надежности УЭЦН и их узлов по эксплуатационным данным, основанной на современных методах статистической теории надежности.
Кроме этого важной задачей при расчете надежности УЭЦН является оценка надежности малых партий оборудования. Это необходимо, например, для оценки результатов подконтрольных испытаний новой техники. Проблемой здесь является необходимость делать выводы о надежности в короткие сроки и на ограниченном эксплуатационном материале. В данном случае статистическая оценка показателей надежности малопригодна для проведения практических расчетов из-за ограниченности объема выборки. Применяемый для решения такого рода задач метод последовательного анализа требует специальной адаптации для оценки надежности УЭЦН. Данный метод использует вероятностную модель отказов, которая для УЭЦН в настоящее время не получена. В связи с этим, актуальна, также, разработка
методики оценки надежности малых партий УЭЦН на основе метода последовательного анализа.
Цель работы и задачи исследования - разработка методики расчета надежности УЭЦН и их узлов по данным промысловой эксплуатации.
Для достижения цели исследования были поставлены и решены следующие задачи:
разработана методика расчета надежности УЭЦН, отдельных деталей и комплектующих в составе УЭЦН по выбранному критерию отказа;
на основе данных о причинах отказов и состоянии УЭЦН после эксплуатации разработаны процедуры оценки результатов эксплуатации УЭЦН, позволяющие определить основные факторы, ограничивающие продолжительность работы УЭЦН и предложить наиболее эффективные мероприятия по увеличению наработки погружного оборудования;
разработана методика оценки надежности малых партий УЭЦН;
на основе разработанных методик и процедур проведен анализ надежности УЭЦН и их узлов по нефтедобывающим предприятиям Западной Сибири.
Научная новизна работы состоит в следующем:
Впервые доказана недостаточность принятых в нефтедобывающей отрасли оценок «межремонтный период» и «наработка на отказ» для расчета надежности УЭЦН;
Впервые предложена вероятностная модель отказов УЭЦН на основе обработки результатов эксплуатации на месторождениях Западной Сибири;
Впервые разработана методика расчета надежности погружного нефтедобывающего оборудования: полнокомплектных электропогружных установок, отдельных их узлов, отдельных элементов узлов по выбранному, в зависимости от целей исследования, критерию отказа;
Впервые разработана методика оценки надежности малых партий УЭЦН в ходе проведения подконтрольных испытаний.
Достоверность результатов и выводов. Обоснованность и достоверность полученных в ходе работ результатов достигается тем, что они основаны на законах и методах математической статистики и теории надежности. Предложенная вероятностная модель отказов УЭЦН прошла экспериментальную проверку при анализе надежности и прогнозировании результатов эксплуатации УЭЦН на нефтедобывающих предприятиях Западной Сибири.
На защиту выносятся следующие результаты:
методика расчета надежности УЭЦН, отдельных деталей и комплектующих в составе УЭЦН по выбранному критерию отказа;
методика оценки надежности малых партий УЭЦН;
результаты расчетов надежности насосов базового и износостойкого исполнения в нефтяной компании «ЛУКОЙЛ»;
результаты расчетов надежности УЭЦН в ОАО «Сургутнефтегаз»;
результаты расчетов надежности УЭЦН по фонду скважин Ноябрьского региона ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Личный вклад автора в диссертационную работу заключается в разработке методики расчета надежности УЭЦН по выбранному критерию отказа, методики оценки надежности малых партий УЭЦН, проведении расчетов по разработанным методикам.
Практическая ценность работы заключается в возможности проведения расчетов надежности УЭЦН и их узлов по результатам промысловой эксплуатации, сравнения различных конструкционных типов УЭЦН, выбора наиболее эффективных конструкций.
Для проведения практических расчетов представленные методики реализованы в компьютерной программе NovometStat-Pro. С 2003 года программа используется в производственной деятельности ЗАО «Новомет-Пермь», с 2005 года в деятельности ООО «Новомет-Сервис». В 2005 году программа прошла официальную государственную регистрацию.
Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005610720. Программа NovometStat-Pro внедрена в следующих нефтяных компаниях:
-
НК «ЛУКОЙЛ» (отдел добычи центрального аппарата, отдел надежности и анализа ЗАО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис»);
-
ОАО «ТНК-ВР» (ОАО «Нижневартовскнефтегаз»);
-
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;
-
ОАО «Сургутнефтегаз» (СЦБПО ЭПУ);
-
ОАО «Роснефть» (ООО «РН - Юганскнефтегаз» отдел качества, отдел по работе с механизированным фондом);
Апробация результатов работы. Материалы диссертации были представлены, обсуждены и одобрены на четырех Международных конференциях «Механизированная добыча 2005, 2006, 2007, 2008» в г. Москва, на заседании экспертного совета по механизированной добыче, октябрь 2008 г., Москва.
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 8 печатных работах.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка из 88 наименований. Работа изложена на 146 страницах, содержит 47 рисунков и 15 таблиц.
Оценка надежности УЭЦН методами математической статистики
Исходными данными для определения параметра Я служат значения наработок до отказа исследуемых выборок данных. Также для оценки надежности нефтепромыслового оборудования использовался усеченный нормальный закон распределения случайной величины и закон распределения Вейбулла [38].
Однако рассмотренные методы не получили должного распространения в нефтедобывающей отрасли, поскольку средства классической математической статистики, имевшиеся на тот момент времени, предполагали расчет приведенных показателей надежности только по выборке данных в которых каждая установка доведена до отказа.
Такое требование не учитывает основную специфику данных об эксплуатации УЭЦН: для промысловой эксплуатации УЭЦН характерны ситуации, когда в получаемой для анализа выборке данных только часть установок уже доработала до отказа, другие, и часто большая часть, еще находятся в эксплуатации. Это вызвано разновременностью запуска установок в эксплуатацию, большим разбросом значений наработок (наработки могут быть от нескольких секунд до нескольких тысяч суток) — на практике ждать, когда откажут все запущенные в эксплуатацию установки какой-либо выборки можно в течение нескольких лет. За это время задача расчета надежности этих установок потеряет всякую актуальность. При этом расчет надежности, и соответственно заключение об эффективности, особенно по новым разработкам, требуется проводить спустя ограниченное время после внедрения, что делает неизбежным наличие работающих установок в выборке данных для расчета.
Также для анализа надежности УЭЦН характерны многочисленные ситуации, когда УЭЦН поднимаются исправными из-за отказов других элементов системы «скважина - УЭЦН». Например, это подъемы исправных установок из-за негерметичности насосно-компрессорных труб (НКТ), для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и т.п.
Кроме этого, может быть поставлена задача, оценки надежности конкретного узла УЭЦН, в этом случае могут возникнуть ситуации снятия с эксплуатации УЭЦН из-за отказов составных частей, надежность которых не исследуется.
Таким образом, выборка данных для анализа надежности УЭЦН может содержать как данные об отказах, так и данные о не отказавших установках. Тогда, методика оценки надежности УЭЦН по эксплуатационным данным должна учитывать: наработки установок доведенных до отказа; установок, находящихся в эксплуатации; установок, эксплуатация которых прекращена по причинам напрямую, не относящимся к исследуемому оборудованию. При этом классические методы математической статистики не приемлемы для обработки таких выборок, так как предусматривают получение информации по выборкам, которые состоят из совокупности наработок изделий, доведенных до отказа [5].
В большинстве нефтяных компаний, как Российской Федерации, так и за рубежом [11] в качестве показателей надежности УЭЦН приняты оценки «наработка на отказ» (ННО) и «межремонтный период» (МРП), которые рассчитываются по формулам: - наработка на отказ ш = jj, , (і.б) где N - количество отказов УЭЦН за скользящий год, ч - наработка до отказа УЭЦН, отказавших за рассматриваемый скользящий год; - межремонтный период: МРП = —У т п дг (1-7) где N - количество отказов УЭЦН за скользящий год, У г суммарное отработанное время работающими и отказавшими установками за рассматриваемый скользящий год. Скользящий год — период времени продолжительностью двенадцать месяцев, предшествующий дате расчета показателя надежности.
Утвержденные методики расчета данных показателей по ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз» приведены в [9]-[10]. Методика расчета, используемая иностранными компаниями, приведена в [28, 85], следует отметить ее полное совпадение с методикой расчета по формуле (1-7). Как видно из определения данных оценок, при их расчете искусственно ограничивается объем данных подлежащих анализу. Расчет проводится только по части выборки, ограниченной скользящим годом. При таком подходе из рассмотрения исключаются установки на различной стадии эксплуатации. Это делает данные методики чувствительными к графику ввода оборудования в эксплуатацию [26].
При внедрении оборудования неизбежно получение заниженных оценок ННО, поскольку выборка данных искусственно ограничивается отказами, произошедшими в первый год эксплуатации. Для МРП при внедрении характерны ситуации получения завышенных оценок, поскольку суммарная наработка всех УЭЦН, запущенных в эксплуатацию, делится на искусственно заниженное количество отказов начального этапа эксплуатации. Заниженное или завышенное значение здесь понимается по отношению к средней наработке, определяемой по формуле (1.3), которая может быть получена по исследуемой выборке, когда все рассматриваемые установки отказали. Пример внедрение установок «Новомет» в АО «Тургай Петролеум» Р.Казахстан. Внедрение началось в 2004 году, было внедрено 22 установки фактическая средняя наработка (определенная в 2007 году, когда все установки отказали) составила 463 сут. Значение ННО, определенное на 01.01.2005 составило 73 сут., на 01.01.2006 г. 172 сут. Значение МРП, определенное на 01.01.2005 составило 581 сут., на 01.01.2006 г. 552 сут.
При снятии оборудования с эксплуатации значения ННО искусственно завышаются, поскольку выборка ограничивается отказами, произошедшими в завершающей стадии эксплуатации УЭЦН, и это отказы самых надежных образцов рассматриваемой выборки. На получение искусственно завышенных значений МРП в случае нестационарного потока событий (в данном случае нестационарные ситуации - внедрение УЭЦН, снятие с эксплуатации, вообще любое изменение графика ввода оборудования в эксплуатацию) указано в работе [4]. Зависимость МРП и ННО от времени наблюдения вытекает из их определений [27]. Действительно, поделив числитель и знаменатель (1.7) на общее число установок, получим: _ Средняя наработка установки за 1 год п я\ Вероятность отказа При увеличении времени наблюдения средняя наработка остается примерно постоянной, а вероятность отказа растет, поэтому МРП будет уменьшаться, что видно из рис. 1.1.
Определение и критерии отказа УЭЦН
Для выбора соответствующего определения необходимо рассмотреть принятые в настоящее время в нефтедобывающей отрасли определения отказа УЭЦН.
В ряде источников предлагается рассматривать не отдельно погружную установку, а систему «скважина - УЭЦН» и говорить о электронасосных скважинах [4]. Под отказом электронасосной скважины понимается любая ситуация, требующая подъема погружного оборудования из скважины. При этом из рассмотрения исключаются отказы наземного оборудования, устраняемые без подъема погружного агрегата, отказы устьевой обвязки скважины, манифольда и т.д. [4]. Необходимость считать любой подъем УЭЦН отказом оборудования вызвана, тем обстоятельством, что, требуя повысить надежность УЭЦН, потребитель оборудования имеет в виду не только и не столько конструкционную надежность оборудования, сколько надежность системы «скважина - УЭЦН». Поскольку любой отказ погружного оборудования вызывает необходимость проведения подземного ремонта скважины, а затраты на проведение подземного ремонта скважины нередко сопоставимы со стоимостью электронасосного оборудования, потребитель в первую очередь заинтересован в уменьшении суммарного количества отказов независимо от их природы [4].
Данное определение отказа УЭЦН (подъем УЭЦН по любой причине) не может быть принято для проведения расчетов, поскольку самим же автором признается наличие подъемов, не связанных с надежностью УЭЦН. К такого рода событиям следует отнести подъемы исправных УЭЦН для проведения геолого-технологических мероприятий (ГТМ), подъемы УЭЦН, вызванные неисправным состоянием НКТ, снижением притока пласта. В работе [4] предлагается ввести градацию отказов по группам - отказы насоса, электродвигателя, гидрозащиты, кабельной линии; отказы по эксплуатационным причинам; отказы, вызванные необходимостью проведения геолого-технологических мероприятий. Подобная градация отказов имеет целью в определенной степени выявить отказы, вызванные конструкцией УЭЦН, и отказы, происходящие по вине потребителя [4]. Соответственно допускается, что отказы, произошедшие по вине потребителя, непосредственными отказами УЭЦН считаться не могут. Но к такого рода отказам следует отнести все отказы, произошедшие при нарушении заданных режимов и условий применения погружного оборудования, а также отказы, вызванные некачественным выполнением технологических операций с погружным оборудованием. Оценки, рассчитанные с учетом, того, что подъемы по ГТМ, негерметичности НКТ являются отказами УЭЦН, достоверного представления о надежности УЭЦН не дают. Таким образом, для проведения расчета надежности УЭЦН понимать под отказом, подъем УЭЦН по любой причине, нельзя, объективную и точную оценку надежности такое понимание не дает.
С учетом этого при расчете МРП и ННО из расчетов исключаются подъемы, связанные с проведением геолого-технологических мероприятий. Тогда под отказом УЭЦН понимается подъем УЭЦН по любой причине, не связанной с проведением геолого-технологических мероприятий.
Данное понимание отказа также не подходит для расчета оценок надежности погружного оборудования. Поскольку, во-первых, как показано ранее, нельзя искусственно изменять объем выборки, подлежащей анализу (нельзя искусственно исключать из рассмотрения установки заданной выборки), во-вторых, в качестве отказа УЭЦН воспринимаются события, связанные с неисправностью НКТ, некачественным выполнением технологических операций с погружным оборудованием, не относящиеся напрямую к надежности УЭЦН.
Таким образом, из всей совокупности причин подъемов УЭЦН, должны быть выбраны события, напрямую связанные с нарушением способности погружного оборудования выполнять требуемые функции, произошедшие при эксплуатации в заданных режимах, при соблюдении требований на условия применения. Подъемы УЭЦН, причиной которых является нарушение установленных правил и норм эксплуатации установок, при оценке надежности учитываться не должны [34]. Такое понимание отказа принято в нормативно-технической документации заводов-изготовителей УЭЦН, устанавливающей правила эксплуатации данного оборудования. Для проведения практических расчетов оценок надежности данное определение требует уточнения.
Такое уточнение может быть получено исходя из определения основных функций погружных установок. В соответствии с предназначением установок, указанным в нормативно-технической документации [35], основную функцию УЭЦН следует сформулировать как обеспечение подачи требуемого объема скважинной жидкости на поверхность с требуемым давлением при допустимых значениях электротехнических параметров. Тогда нарушением способности выполнять требуемые функции будут: - отсутствие, либо недопустимое снижение подачи жидкости на поверхность; - нарушение пределов электротехнических параметров (превышение допустимых пределов рабочей силы тока, снижение ниже допустимого значения сопротивление изоляции системы «кабель - ПЭД»). К наступлению указанных событий, может привести действие множества различных по своей природе факторов, причем как связанных, так и не относящихся напрямую к надежности погружного оборудования. Для достоверной оценки надежности необходимо рассмотреть основные из них и определить факторы, связанные с оборудованием, то есть непосредственные критерии отказа УЭЦН.
Оценка надежности насосов с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным
В современных условиях добычи нефти, при повсеместном использовании технологий интенсификации (гидроразрыв пластов, создание высокой депрессии на пласт), приводящих к повышенному выносу механических примесей, износ рабочих органов насоса является одной из самых значимых причин отказа УЭЦН. Соответственно одной из основных задач в области разработки погружного нефтедобывающего оборудования является повышение износостойкости погружных насосов. Для решения этой задачи в 2002 году предприятием ЗАО «Новомет-Пермь» разработана конструкция насоса износостойкого исполнения.
Повышение износостойкости в данной конструкции достигается установкой дополнительных радиальных подшипников и использованием ступеней с разгруженными осевыми опорами. При этом для значимого повышения износостойкости и сохранения эффективности количество промежуточных подшипников должно быть оптимальным [22]. Методами математического моделирования [22] рассчитывается такое минимальное их количество, расположение, зазор между подшипниками при котором изгиб вала, а значит и износ радиальных подшипников ступеней, меньше предельно допустимой величины. В этом случае время безотказной работы насосов в абарзивосодержащей среде будет определяться износом промежуточных подшипников, а потому может быть существенно большим [23].
Стендовые абразивные испытания насосных секций подтвердили значительное увеличение износостойкости данной конструкции по сравнению, как с насосами базового исполнения, так и с конструкциями, где количество промежуточных подшипников меньше оптимального. В одинаковых условиях испытаний максимальный износ ступеней насосов износостойкого исполнения (с оптимальным расположением промежуточных подшипников) составил 0,15 мм, тогда как износ насосов базового исполнения составил 1,8 мм. Испытания проводились на стенде «Абразив», разработанном ЗАО «Новомет-Пермь». В качестве рабочей жидкости использовалась смесь воды и кварцевого песка (0.2% мае.) [22]. Таким образом, по результатам стендовых испытаний износостойкость насосов удалось поднять более чем в 10 раз при существенно меньшем увеличении их цены [22].
Одно из первых промысловых внедрений насосов износостойкого исполнения состоялось в нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» во второй половине 2002 года. При внедрении данного оборудования заказчика в первую очередь интересовало увеличение наработки погружного оборудования и повышение ремонтопригодности по сравнению с насосами базового исполнения. С начала внедрения актуальными задачами стали: 1) оценка надежности насосов износостойкого исполнения по эксплуатационным данным в условиях ТПП «Когалымнефтегаз»; 2) сравнение надежности насосов базового и износостойкого исполнения, определение от эффекта от внедрения износостойких насосов.
Оценка надежности насосов износостойкого исполнения проведена по насосам типоразмера 1ВННПИ5-25 (насосы с номинальной производительностью 25 м3/сут.), находившимся в эксплуатации в ТПП «Когалымнефтегаз» с 2002 по 2006 год. Всего за это время в эксплуатацию было запущено 805 установок с насосами износостойкого исполнения. На момент расчета (01.10.2006 г.) в работе находились 215 установок, 590 установок отказали. Эффект от внедрения определен на основе сравнения с насосами базового исполнения, запущенными в эксплуатацию в ТПП «Когалымнефтегаз» в период с 2000 по 2004 год. Всего 621 установка с насосами базового исполнения, на момент расчета 1 установка работала, 620 отказали.
В нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в качестве основной оценки надежности УЭЦН используется показатель «наработка на отказ» (ННО), рассчитываемый по формуле (1.6). Значения данного показателя были определены для установок с насосами базового исполнения за период с января 2001 по январь 2006 года, для установок с насосами износостойкого исполнения за период с января 2003 по январь 2006 года. Полученные результаты приведены нарис. 3.1.
Видно, что внедрение насосов базового исполнения прекращено в 2004 году. Начало эксплуатации насосов износостойкого исполнения -второе полугодие 2002 года. В течение всего рассматриваемого периода (2002-2006 гг.) отмечается постоянный рост наработки на отказ, как по насосам базового, так и износостойкого исполнения. По насосам базового исполнения, в течение 5 лет, наработка на отказ увеличилась с -200 до -1300 суток, по насосам износостойкого исполнения, в течение 3,5 лет, с -75 до -530 суток.
При этом полученные результаты не позволяют однозначно оценить надежность насосов, как базового, так и износостойкого исполнения. Крайне низкие значения ННО, полученные при внедрении насосов износостойкого исполнения (менее 100 суток после полугода работы, порядка 200 суток после полутора лет внедрения), значительный их рост на протяжении 3 лет, делают невозможным, определение уровня надежности этих насосов. иии 1200 1100 1000 900
Увеличение ННО следует связать с увеличением периода эксплуатации насосов данного типа (см. раздел 1.3). Соответственно значительное увеличение ННО насосов базового исполнения, полученное после 2003 года, связано с завершением внедрения данных насосов в 2004 году (см. раздел 1.3) и вызвано спецификой расчета данного показателя. Кроме этого, методикой не установлено, какое именно значение ННО следует принять за уровень средней наработки, которую могут обеспечить данные насосы.
На протяжении всего периода эксплуатации насосов износостойкого исполнения значение ННО этого оборудования остается много ниже, чем уровень ННО насосов базового исполнения. При этом разница в уровне ННО определяется только графиком внедрения (снятия с эксплуатации) рассматриваемого оборудования. Определить, обеспечивают ли насосы износостойкого исполнения большую наработку, чем насосы базового исполнения на основании значений ННО в данной ситуации (когда один тип оборудования только начинает внедряться, другой снимается с эксплуатации) не представляется возможным.
Проверка точности методики оценки надежности малых партий УЭЦН на примере оценки результатов испытаний установок «Новомет» в ООО «Газпромнефть-Хантос»
Следует отметить значительное увеличение наработок УЭЦН, подобранных по программе No vometS el-Pro, по сравнению с Общей Надежностью УЭЦН из истории эксплуатации рассматриваемых скважин. Увеличение средней наработки в сравнении с последними расчетными данными составило 146 суток. Но, также, следует отметить, что для небольших по объему выборок оценки надежности, определенные на разные даты не дают точного совпадения. В рассматриваемом примере, оценки, полученные спустя три месяца и полгода, не совпадают с оценками, полученными по более поздним данным. Таким образом, для небольших по объему выборок (менее 50 объектов) актуальной задачей является разработка методики прогнозирования результатов эксплуатации, более точной на начальном этапе внедрения.
Также при рассмотрении результатов эксплуатации УЭЦН, подобранных по программе No vometS el-Pro, следует обратить внимание на следующее. При внедрении, не все установки, подобранные по NovometSel-Pro, были собраны в одинаковой комплектации. Комплектации установок и результаты их эксплуатации (Общая Надежность и наработка на отказ по состоянию на 01.07.2008 г.) приведены в таблице 3.8.
Всего было внедрено пять комплектаций, с различным конструкционным исполнением насосов и кабельных линий. Из таблицы видно, что, оценивая результаты эксплуатации с помощью разработанной методики, подтверждается очевидный вывод о том, что более надежная комплектация (в данном случае УЭЦН с термостойкими кабельными линиями и насосами износостойкого исполнения) обеспечивает более высокие наработки до подъема. При применении показателя «наработка на отказ» прослеживается обратная закономерность — большие показатели надежности показывают комплектации с менее надежным оборудованием (УЭЦН с удлинителями базового исполнения), что противоречит общепризнанным фактам эксплуатации УЭЦН.
Таким образом, полученные результаты еще раз подтверждают, что показатель «наработка на отказ» не позволяет достоверно оценить надежность погружного нефтедобывающего оборудования.
Оценка эффективности внедрения ремонтных насосов, собранных по износостойкой схеме, с помощью методики расчета надежности УЭЦН по эксплуатационным данным
Оценка эффективности внедрения ремонтных насосов, собранных по износостойкой схеме «Новомет» проведена по состоянию на 01.07.2008 г., в связи с тем, что большая часть (85%) установок с такими насосами запущена в эксплуатацию в 2008 г.
По состоянию на 01.07.2008 г. по ТПДН «Холмогорнефть» в эксплуатацию запущено 263 установки с ремонтными износостойкими насосами, из них в работе - 186 установок, демонтированы - 77. По ТПДН «Заполярнефть» всего в эксплуатацию запущено 218 таких установок, в работе - 154, демонтированы - 64. Сравнение Общей Надежности УЭЦН с по ремонтными насосами износостойкого исполнения и УЭЦН, запущенными в эксплуатацию в 2005 - I квартале 2006 года, по ТПДН «Холмогорнефть» и ТПДН «Заполярнефть» приведено на рис.3.31, 3.32 соответственно.
Оценка эффективности внедрения УЭЦН с ремонтными насосами износостойкого исполнения по ТПДН «Заполярнефть»
По полученным результатам следует отметить: 1) Внедрение ремонтных насосов, собранных по износостойкой схеме привело к увеличению Общей Надежности УЭЦН как по ТПДН «Холмогорнефть», так и по ТПДН «Заполярнефть». 2) Из-за незначительного периода эксплуатации большей части выборок (85% установок запущены в эксплуатацию в 2008 году) оценки надежности УЭЦН с ремонтными насосами, собранными по износостойкой схеме, получены с большой погрешностью и требуют уточнения. Сравнение Конструкционной Надежности ремонтных насосов базового и износостойкого исполнения (критерий отказа - полный износ рабочих органов насоса, вина в подъеме УЭЦН) приведено на рис. 3.33 и 3.34.
