Анализ современного состояния задачи диагностики погружного электрооборудования
Общая характеристика задачи диагностики погружного электрооборудования
Основными способами добычи нефти в России по-прежнему остаются насосные. Согласно статистике последних лет большая часть скважин в России оборудована установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Кроме того, УЭЦН занимают лидирующие позиции по объему добытой нефти по сравнению с другими механизированными способами добычи. Объем нефти, полученной со скважин оборудованных УЭЦН, варьируется от 50 до 60% в зависимости от специфики нефтедобывающей компании. На рисунке 1.1. приведены диаграммы показывающие распределение эксплуатационных скважин по механизированным способам добычи, а также процентное соотношение добытой нефти по способам добычи.
Рисунок 1.1 - Эксплуатационный фонд скважин России
УЭЦН предназначены для добычи из нефтяных эксплуатационных скважин пластовой жидкости, состоящей из водонефтяной эмульсии и попутного газа. УЭЦН имеют очень большой диапазон подач − от 10 до 1000 м3/сутки и способны развивать напор до 3500 м водяного столба. В области больших подач (свыше 80 м3/сутки) УЭЦН имеют самый высокий коэффициент полезного действия (КПД) среди всех механизированных способов добычи нефти [5, 78].
Преимуществом УЭЦН является простое обслуживание, а также более высокий межремонтный период. Работа УЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению. При эксплуатации УЭЦН упрощаются процессы исследования скважины.
В зависимости от условий эксплуатации, применяют электроцентробежные насосы различного исполнения. Габаритные размеры, конструкция и характеристики для всех исполнений одинаковы. Секция насоса представляет собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 6000 мм, в котором размещаются насосные ступени с лопатками. Каждая ступень состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата. Длина насоса определяется числом насосных ступеней.
Чаще других для привода центробежных насосов используются трехфазовые, асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами [40, 46]. При частоте тока 50 Гц частота вращения их вала равна 3000 мин-1 (без учета частоты скольжения). Двигатели, как и насосы, имеют малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт, номинальное напряжение от 400 до 2000 В и номинальный ток от 10 до 100 А.
Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая в ряде случаев превышает 10 м.
Перечисленное погружное электрооборудование является важнейшей составной частью УЭЦН, поэтому на протяжении всего срока эксплуатации нуждается в контроле технического состояния (ТС). Рассмотрению вопросов анализа режимов работы погружного электрооборудования посвящены труды [81, Error: Reference source not found, Error: Reference source not found]. Диагностирование дефектов и прогнозирование остаточного ресурса являются очень важными мероприятиями для качественного управления ТС погружного электрооборудования.
Качественное управление его ТС позволяет:
избежать непредвиденных отказов и поломок оборудования в промысловой скважине;
повысить коэффициент использования оборудования;
снизить расходы, связанные с транспортировкой отказавшего оборудования;
повысить общий ресурс оборудования;
снизить затраты на ремонт отказавшего оборудования.
Перечисленные аспекты качества управления ТС очень значимы для современной нефтяной компании. Они позволяют повысить общий уровень добываемой нефти, оптимизировать затраты, и т.д.
Кроме того, данные аспекты неразрывно связаны между собой. Непредвиденные отказы и поломки оборудования приводят к необходимости проведения дорогостоящего ремонта скважины (текущий или капитальный ремонт), простою рентабельный скважины на время проведения указанных ремонтных мероприятий. Очевидно, что в связи с этим снижается коэффициент использования оборудования и возникает необходимость проводить ремонт отказавшего оборудования (что значительно дороже ремонта по фактическому состоянию). Отказавшее оборудование подлежит замене после ремонта скважины и поэтому необходимы дополнительные затраты на транспортировку крупногабаритного оборудования к месту расположения промысловой скважины.
Аналогично работе [69] схему управления ТС погружного электрооборудования (рисунок 1.2.) можно описать как многоуровневую систему. Это связано с тем, что современные нефтяные компании представляют собой многоуровневую иерархичную систему с жестко ограниченными правами и строго регламентированными функциями.
На первом уровне расположен исследуемый объект – погружное электрооборудование. На втором уровне расположена станция управления (СУ) УЭЦН, которая контролирует основные параметры и режимы работы погружного электрооборудования в процессе добычи нефти в промысловой скважине. Кроме того, контроллер СУ способен получать информацию от систем погружной телеметрии (ТМС) и отправлять ее на пульт оператора для дальнейшего хранения.
Рисунок 1.2. – Многоуровневая схема управления эксплуатацией погружного электрооборудования
На третьем уровне данной системы находятся цеха обслуживания, диагностики и ремонта погружного оборудования. Данный уровень производит комплекс работ по ремонту отказавшего оборудования, плановые ремонты оборудования, проводит различного рода испытания, и.т.д. Кроме того, на данном уровне ставится заключение о ТС исследуемого оборудования и возможности его дальнейшей эксплуатации. Каждый цех ремонта и диагностики локализован по месторождению и производит обслуживание только подконтрольных ему участков.
Четвертый уровень образуют диспетчерские пункты (службы), предназначенные для решения вопросов связанных с оборудованием в плане отслеживания эффективности по нескольким кустам скважин или месторождениям, контроля исполнения своих функций цехами обслуживания, формирования статистики по более обширной области нефтедобычи. Кроме того, диспетчерские пункты (службы) отслеживают работу оборудования всех видов механизированной добычи нефти.
Пятый уровень описываемой системы представляет собой отделение головного управления нефтяной компанией, отвечающий за эксплуатацию оборудования. На данном уровне решаются в основном наиболее глобальные задачи управления эксплуатацией: составление оптимального плана движения (транспортировки) оборудования (с целью избежать простоя рентабельной скважины); составление отчетов и статистик по использованию оборудования, а также оценка его эффективности; вынесение предписаний более низким уровням иерархии по повышению качества эксплуатации оборудования; составление прогнозов эффективности использования оборудования и т.д. [Error: Reference source not found].
Стоит отметить, что описанная система является «идеалом», так как во многих компаниях управление эксплуатацией производится в соответствии с ее спецификой и может отличаться от приведенной выше схемы.
Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что любое погружное электрооборудование является сложным техническим объектом, который требует постоянного методичного контроля его ТС на всех этапах жизненного цикла. Ключевыми уровнями, отвечающими за ТС являются уровни «2» и «3». На данных уровнях решаются практически все задачи связанные с контролем, диагностикой, прогнозированием дальнейшей динамики работы погружного электрооборудования, а также выносится решение о фактическом ТС.
Погружное электрооборудование имеет разные стратегии ремонта и технического обслуживания, которые в корне отличаются друг от друга. В настоящее время используют следующие стратегии технического обслуживания и ремонта [69]:
техническое обслуживание по наработке (планово-профилактическое обслуживание);
техническое обслуживание по фактическому состоянию;
ремонт по наработке;
Техническое обслуживание по наработке предусматривает проведение плановых ремонтов и профилактических работ оборудования по истечению определенного срока эксплуатации или после капитального ремонта. В данном случае проверка ТС производится в заранее определенные сроки (согласно графику использования). Для этого, после определенной наработки, погружное электрооборудование отправляют в ремонтный цех для профилактического обслуживания и, в случае необходимости, производят разборку оборудования и замену дефектных деталей и узлов. В данном случае возможно неполное использование эксплуатационных возможностей погружного оборудования, что снижает общую эффективность использования, повышает затраты на дополнительную перевозку крупногабаритного оборудования и техническое обслуживания в цеху. Данная стратегия не учитывает индивидуальных особенностей каждой единицы оборудования, таких как различия в изготовлении оборудования, как на разных предприятиях-изготовителях, так и в пределах различных сборочных цехов одного предприятия, неоднородность качества обслуживания разных цехов диагностики, и т.д. Кроме того, на безотказную работу большое влияние оказывают условия эксплуатации, т.е. скважинная среда, которая может меняться в зависимости от месторождения (вязкость, плотность, температура нефти, дебит пласта, расположение в скважине). Данную стратегию нельзя назвать эффективной, поскольку большое количество фактов технического обслуживания проводится без необходимости. Также не исключена вероятность появления дефектов при разборке-сборке и транспортировке оборудования.
Ремонт по наработке предусматривает разборку оборудования и замену регламентированных узлов и деталей в зависимости от их наработки. При этом появляется большая вероятность снятия технически пригодных для дальнейшей эксплуатации узлов и агрегатов, что еще больше (по сравнению с обслуживанием по наработке) увеличивает затраты на обслуживание.
Техническое обслуживание по состоянию характеризуется совокупностью операций обслуживания, которые определяются его фактическим ТС в момент начала обслуживания. В данном случае обслуживание проводится тогда, когда это требуется и обусловлено высокой вероятностью отказа в показаниях диагностики и прогноза. Это позволяет получить максимальную эффективность от использования каждой единицы оборудования за счет минимизации ремонтных и профилактических работ, а также максимизации периодов нахождения в непосредственной эксплуатации.
Из проведенного анализа, очевидно, что применение технического обслуживания по состоянию является наиболее оптимальной стратегией для данного типа оборудования.
Практика эксплуатации погружного электрооборудования показывает, что рост наработки основан на всестороннем контроле каждого узла и детали объекта по необходимым параметрам для каждого экземпляра оборудования.
Важными условиями для перевода погружного электрооборудования на обслуживание по состоянию являются:
повышение качества изготовления отдельных узлов и деталей;
введение единых норм и стандартов по диагностике и прогнозированию ресурса;
создание современных средств и методов контроля, диагностики и мониторинга ТС, позволяющих проводить испытания с высокой точностью и достоверностью;
интегрирование информационных пространств данных диагностики на всех уровнях компании;
оптимизация всех процессов связанных с эксплуатацией оборудования (ремонт, диагностика, логистика, эксплуатация, управление оборудованием, и т.д.);
эффективная работа систем диагностики на «скважине»;
обнаружение и идентификация неисправных узлов.
Стратегия технического обслуживания по состоянию позволяет снизить количество отказов в скважине за счет заранее определенного ресурса оборудования. Кроме того данная стратегия позволяет снизить общие затраты на ремонтные работы за счет того, что узлы объекта не доводятся до разрушения и не разрушают другие узлы и детали.