автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири

МАТАЕВ Николай Николаевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МАТАЕВ Николай Николаевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.09.03 — Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

//////

Работа выполнена на кафедре «Электрическая техника» ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет».

Научный руководитель - доктор технических наук, доцент Сушков В.В.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Абрамович Б.Н. кандидат технических наук, доцент Завьялов Е.М.

Ведущая организация - ООО «Энергонефть».

Защита состоится «_»_2004 г. в 14.00 час. на заседании

диссертационного совета Д 212.178.03 при Омском государственном техническом университете по адресу: 644050, г. Омск, проспект Мира, 11, ауд. 6-340.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета. Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 644050, г. Омск, проспект Мира, 11.

Автореферат разослан «_»_

2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

А. Н. Кириченко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. Правильная и эффективная эксплуатация установленного на нефтяных промыслах энергомеханического оборудования невозможна без использования современных методов, средств контроля и прогнозирования технического состояния, технологических параметров работы объектов нефтедобычи. В связи с этим большое внимание уделяется в настоящее время созданию средств и методов технической диагностики энергомеханического оборудования.

Необходимость внедрения диагностирования нефтепромыслового оборудования и, в первую очередь, установок погружных электроцентробежных насосов и блочных кустовых насосных станций (БКНС), имеющих преобладающий удельный вес в суммарном электропотреблении нефтяных месторождений, неразрывно связана с решением таких ключевых проблем, как повышение качественного уровня обслуживания оборудования, сокращение затрат на его эксплуатацию, экономия топливно-энергетических ресурсов, повышение эффективности и надежности функционирования нефтегазодобывающих предприятий (НГДП).

Значение развития диагностирования неуклонно увеличивается, 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 стратегий эксплуатации при ограниченности трудовых ресурсов и производительных сил.

Внедрение методов и средств диагностирования и прогнозирования технического состояния на всех стадиях жизненного цикла энергомеханического оборудования позволяет:

сократить время поиска неисправностей и причин отказов; перейти от традиционной системы планово-предупредительных ремонтов к ремонту по фактическому состоянию, что способствует увеличению ресурса работы оборудования, сокращению финансовых и временных затрат на ремонт, уменьшению потребностей в запасных частях и ремонтном персонале, повышению качества выполнения ремонта;

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 полезного действия и коэффициент использования оборудования;

уменьшить вероятность внезапных отказов и тем самым повысить безопасность труда и исключить значительный ущерб;

обеспечить информацией персонал о фактическом состоянии оборудования и энергетических характеристиках энергомеханического оборудования в процессе эксплуатации.

Внедрение диагностирования энергомеханического оборудования позволит также с большей эффективностью планировать и прогнозировать работу НГДП; обоснованно подойти к разработке соответствующих нормативов на различных уровнях.

Основным способом добычи нефти является механизированный способ с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), так в ОАО «Ноябрьскнефтегаз» он 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 (РС-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 межремонтного периода (МРП) достигают 1100 суток, а отдельные установки работают по 7-8 лет. Причем основной причиной РС-отказов является вибрация установки.

В этой ситуации одним из перспективных направлений повышения эффективности функционирования УЭЦН является решение проблемы повышения надежности, раннего обнаружения дефектов УЭЦН путем диагностирования установки на основных стадиях жизненного цикла, 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 А.И., Ю.З. Ковалева, Перотте, Г.С. Рахутина, Г.И. Разгиль-деева, А.Л. Райкина, А.С. Сердакова, С.В. Степанова, А.И. Селиванова, Н.А. Северцева, А.Н. Скляревича, А.Д. Соловьева, И.А. Ушакова, А.М. Широкова, Н.А. Шишонка, Я.Б. Шора, Р.Я. Федосенко, В.И. Щуцкого и других отечественных авторов, но сосредоточены они в основном на системах управления и защиты оборудования общепромышленного назначения и не затрагивают технологию и особенности эксплуатации нефтепромыслового энергомеханического оборудования. Эти особенности определяют свои требования к поддержанию надежности на требуемом уровне и соответственно и способам и методикам диагностирования и оптимизации обслуживания энергомеханического оборудования.

Исследованию оптимизации технического обслуживания, ремонта и диагностики энергомеханического оборудования нефтяных и газовых ме-

(порождений посвящены работы Б.Г. Меньшова, М.С. Ершова, В.В. Суш-кова, В.П. Фролова и других специалистов. При этом недостаточно полно рассмотрены вопросы технических обслуживаний 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 ее работы.

Специфика нефтегазодобывающих предприятий нашла свое отражение не в общих подходах и методах диагностирования, а в особенностях применяемых способа и методов диагностирования УЭЦН, причем их разработка осуществлена на основе существующих подходов и методов, предложенных в вышеприведенных работах.

Цель работы - повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов путем разработки способа и методик оценки технического состояния и остаточного ресурса на основных стадиях жизненного цикла установки.

Основные задачи исследования:

• 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 осуществить промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических и технологических решений.

Объект исследований - электротехнический комплекс добычной скважины.

Предметом исследования являются способы, методики оценки технического состояния УЭЦН.

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, основанные на теории вероятностей и математической статистике, теории надежности; экспериментальные исследования функционирования УЭЦН на нефтяных месторождений Западной Сибири 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

1. Разработан методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН на основных стадиях жизненного цикла.

2. Уточнены нормативы оценки технического состояния УЭЦН по параметрам вибрации на горизонтальных компьютерных стендах, установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации.

3. Разработан 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, включающего в качестве привода асинхронные двигатели.

4. Разработана методика, основанная на регистрации магнитных полей рассеяния и анализе их распределения на контролируемом оборудовании сложной формы, и созданы нормативы оценки технического состояния концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти металла.

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 электротехнических установок и комплексов.

Теоретическая и практическая значимость исследования заключается в разработке методологии комплексного обеспечения работоспособного состояния УЭЦН, которая основана на проактивном или предотвращающем обслуживании; способа и методик оценки технического состояния УЭЦН на основных стадиях жизненного цикла. Основные методические положения и технические решения, изложенные в диссертационной работе, нашли применение в целях увеличения наработки на отказ и дали возможность распознавать повреждения УЭЦН без вмешательства в режим ее эксплуатации, определять неисправности и дефекты при послеремонт-ном контроле и на новой установке.

Апробация результатов исследования проводилась в форме докладов и обсуждений на заседаниях кафедры физики Нижневартовского филиала Тюменского государственного нефтегазового университета и кафедры «Электрическая техника» Омского государственного технического университета, на международных и научно-практической конференциях нефтяных компаний.

Публикации. По теме исследования опубликовано 7 работ с общим объемом 1,2 пл.

Структура и объем диссертации: диссертация состоит из введения, трех глав, заключения библиографии по теме исследования (125 наименований) и приложения. Общий объём диссертации составляет страниц, в том числе 39 иллюстраций и 15 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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 надежности УЭЦН. Определены законы распределения наработок на отказ УЭЦН, необходимые для определения оптимальной периодичности диагностирования. Разработана методология обеспечения работоспособного состояния УЭЦН. Результаты данной главы определяют организационно-технические мероприятия, направленные на повышение эффективности работы УЭЦН в нефтегазодобывающих предприятиях.

Процесс добычи нефти с помощью УЭЦН сопряжён с большим количеством осложняющих факторов, в связи с чем одной из основных задач, стоящих перед НГДП является снижение степени влияния этих факторов, что позволит снизить затраты, повысить эффективность производства.

Исследовалось влияние факторов на надежность УЭЦН нефтяных месторождений, которые обуславливаются 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).

Основными причинами, осложняющими процесс механизированной добычи нефти являются: засорение и истирание центробежных насосов абразивными частицами в скважинах после 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.

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.

Получена экспериментальная зависимость наработки на отказ Т от содержания механических примесей в, которая имеет вид

Г = 6ЮОО'<"85 О)

Существенное влияние на надежную работу УЭЦН оказывает высокая температура в зоне работы УЭЦН (включая дополнительный нагрев от работы самой установки). Этот вопрос является особенно ресурсоемким, т.к. он требует использования термостойких узлов УЭЦН, а именно: применение погружного термостойкого двигателя ПЭД с синтетическим маслом, использование более надежной гидрозащиты, применение термостойких кабельных удлинителей и использование термовставок из свинцового кабеля по 300-800 метров.

Возникновение РС-отказов происходит в результате спуска УЭЦН в скважину с большими углами кривизны, что приводит к возникновению значительных напряжений изгиба при прохождении искривленных участков и, как следствие, ослаблению затяжки крепежных деталей, деформации резьбы либо изгибу болтов и шпилек. Допустимый темп набора кривизны ствола скважины определен из условия размещения установки УЭЦН без изгиба в интервале подвески как по зенитному, так и азимутному отклонению, который определяется по выражению

где Ь - длина установки; Б и Б1 -диаметры ствола скважины и установки соответственно.

Как следует из анализа статистических данных и факторов, обусловливающих возникновение РС-отказов, причиной отказов является вибрация установки. К наиболее часто встречающимся РС-отказам УЭЦН относятся: слом по телу газосепаратора, (25 %); расчленение по фланцевому соединению «верхняя секция - нижняя секция насоса» (12 %), по фланцевому соединению «верхняя секция - средняя секция насоса» - 11 %, по «0» патрубку - 7 %, по подвесному патрубку — 5 % и по шейке газосепаратора

- 4 %; слом по телу резьбе и муфте насосно-компрессорных труб (НКТ) -6%; метизы - 5 %.

К основной причине вибрации можно отнести попадание в электроцентробежный насос (ЭЦН) большого количества механических примесей, например, песка, который приводит к абразивному износу трущихся деталей насоса, причем износ, как правило, односторонний из-за наклонного положения установки в нефтяной скважине.

Для использования статистических данных в математической модели оптимизации периодичности контроля потребовалось математическое описание исследуемых величин. При исследовании вероятностных характеристик PC-отказов из множества законов распределения использовался экспоненциальный и логнормальный закон. Для определения параметров распределения использовались методы моментов и наименьших квадратов. Проверка гипотезы Но о согласованности статистической функции распределения плотности вероятности отказов с выбранной теоретической осуществлялась по критериям Колмогорова, со2 их2 - Пирсона. Определено, что для УЭЦН — 30, 35, 50 эмпирическое распределение может быть описано экспоненциальным законом. Так, наработка на отказ УЭЦН-30 распределена по экспоненциальному закону с функцией плотности Г (г) = 0,0035 ехр(-0,0035г), спараметром X =0,0035.

Обеспечение эффективной работы УЭЦН достигается с учетом осложняющих факторов эксплуатацией в расчетном режиме (с оптимальным КПД) и правильным подходом к обслуживанию установки, что обеспечивается выбранной методологией комплексного обеспечения работоспособного состояния УЭЦН.

Методология комплексного обеспечения работоспособного состояния УЭЦН основана на проактивном или предотвращающем обслуживании (рис. 1).

Проактивное обслуживание использует известные методы прогнозирующего и профилактического обслуживания совместно с анализом корневых причин зарождения дефекта для того, чтобы не только обнаруживать и точно определять возникающие неисправности, но и гарантировать, что качественно проведен ремонт и монтаж УЭЦН в нефтяной скважине, чтобы избежать или устранить повторение неисправности.

Преимущество данного подхода заключается в том, что он позволяет контролировать реальное текущее техническое состояние установки и качество ее ремонта; уменьшить финансовые и трудовые затраты при эксплуатации оборудования; продлить межремонтный период и срок службы установки; сократить потребность в запасных частях, материалах и оборудовании; избавиться от «внезапных» поломок механизмов и остановок производства; планировать сроки и содержание технического обслуживания и ремонта; повысить общую культуру производства и квалификацию персонала. При этом могут быть проведены дополнительные мероприятия,

направленные на снижение или устранение повторного появления потенциальных дефектов.

Рис.1. Проактивное или предотвращающее обслуживание УЭЦН

Недостаток данного подхода заключается в том, что этот метод требует чрезвычайно хорошо подготовленного персонала в профилактических, прогнозирующих и предотвращающих проактивных методах обслуживания или привлечения на эту работу квалифицированных подрядчиков. Для проведения таких работ также требуется приобретение специального оборудования и обученный персонал. Разработанная методология обеспечения работоспособности УЭЦН основана на проактивном предотвращающем подходе к обслуживанию и включает в себя обследование состояния новых и отремонтированных на ремонтной базе установок с последующей оценкой технического состояния УЭЦН по обобщенному сигналу без вмешательства в режим их эксплуатации. При проведении ремонта УЭЦН производится обязательное диагностирование УЭЦН различных видов: неразрушающий контроль (УЗК, ВИК, ММП и т.д.), определение располагаемого ресурса работоспособности, послеремонтное диагностирование на горизонтальных компьютерных стендах тестирования. В эксплуатации проводится мониторинг работающей УЭЦН в нефтяной скважине как один из важнейших элементов обеспечения работоспособного состояния установки.

До последнего времени при проведении послеремонтного диагностирования ЭЦН на ремонтных предприятиях измерялись следующие по-

казатели: расход и давление перекачиваемой жидкости; частота вращения вала; мощность на валу насоса; параметры перекачиваемой жидкости (температура, плотность, вязкость); температура по корпусу. Для погружного электродвигателя (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.

Проблема внезапных усталостных разрушений труб и деталей УЭЦН (ловильные головки, переводники, протекторы и т.д.) с использованием традиционных методов неразрушающего контроля (УЗК, магнитопо-рошковой дефектоскопии (МПД), вихретоковый и др.) не может быть решена на этапе ТО и ремонтов, так как они направлены на поиск уже развитых дефектов, являющийся недостаточным для обеспечения надёжности труб и деталей. Кроме того, контроль деталей сложной формы с использованием традиционных методов неразрушающего контроля (НК) в ряде случаев принципиально невозможен и требует больших трудозатрат. При этом отсутствуют научно обоснованные нормы по предельной допустимости дефектов.

Основными источниками разрушения колонны труб НКТ и подвешенного на ней оборудования являются зоны концентрации механических напряжений, в которых процессы коррозии и усталости протекают наиболее интенсивно. Поэтому для определения дефектов труб и деталей на стадии ремонта установок, необходимо иметь методы и средства, имеющие корреляцию с механическими повреждениями. Эффективным методом при оценке напряжённо-деформированного состояния концевых деталей, получающим всё большее распространение в НГДП Западной Сибири, в частности ЗАО «Центрофорс», является ММП металла.

Особое место занимает разработанный метод оценки технического состояния УЭЦН без вмешательства в его работу. В диссертации разработан электрический способ диагностирования работающих в нефтяной скважине УЭЦН, относящийся к группе генераторных методов, который основан на регистрации сигнала, формируемого самим объектом контроля в процессе работы, что дает возможность получить достоверную информацию о состоянии работающей в нефтяной скважине УЭЦН.

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 позволило облегчить идентификацию дефектов. Разработаны методика определения оптимальной периодичности диагностирования УЭЦН и новый способ диагностирования УЭЦН в скважине. Для проведения контроля технического состояния УЭЦН в нефтяной скважине разработана система по преобразованию и обработке полученных данных.

Анализ аварий УЭЦН, прошедших послеремонтное диагностирование по вибрационным параметрам на ремонтных предприятиях ТНК - ВР, показал, что 32 % УЭЦН имеют Тн.п.<120 суток, из которых 19 % аварий произошло по причине вибрации, которая могла возникнуть из-за некачественного ремонта установок на ремонтной базе. Поэтому возникла необходимость в корректировке критериев оценки технического состояния по вибрационным параметрам. Корректировка проводилась с целью, во-первых, разграничить уровни технического состояния по необходимости применения частотного анализа вибросигнала в них и установить закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации; во-вторых, обоснования целесообразности использования дополнительных критериев и методов диагностирования установок.

ля УЭЦН с высокими рабочими скоростями и сложным гармоническим составом вибрации, при котором одинаково опасным для машины в целом является изменение амплитуды любой из гармонических составляющих, характеризующих вибросостояние каждого из узлов, в качестве контролируемого параметра выбрано среднеквадратичное значение абсолютной виброскорости Уе

где Sai, Vai - амплитуда перемещения и виброскорость для i-ой гармоники; coi - угловая частота для i-ой гармоники.

Техническое состояние УЭЦН оценивается в определенных точках (принято не менее 6 точек замера), при этом значения энергетических технологических параметров должны соответствовать рекомендациям заводов-изготовителей, а требования к проведению измерений должны соответствовать ISO 2372. Качественная оценка технического состояния по параметрам вибрации узлов (агрегатов) УЭЦН включает четыре уровня: «хорошо» и «удовлетворительно» - оценки качества ремонта, которые характеризуют сборку узлов в полном соответствии с техническими условиями; «допустимо» — эксплуатация погружной установки с такой интенсивностью вибрации узлов характеризуется минимальной вероятностью

(3)

появления дефектов в период межремонтной эксплуатации (эта оценка является предельной при приемке УЭЦН из ремонта); «недопустимо» - эксплуатация установки с вибрацией хотя бы одного из узлов, достигающей этой оценки, запрещается. Эта оценка характеризует предаварийное состояние установки и исключает возможность ее дальнейшей эксплуатации без проведения ремонта.

Оценка технического состояния производится по максимальному значению измеренного общего уровня вибрации в заданных точках. Для получения достоверных результатов послеремонтного диагностирования новых УЭЦН с целью выявления брака завода-изготовителя предлагается для установок со значением виброскорости более 4,5 мм/с обязательно осуществлять оценку технического состояния по результатам частотного анализа вибросигнала, а в остальных случаях ограничиться замерами общего уровня вибрации. Задача распознавания кривых сигнала вибрации проводится с помощью разложения в ряд Фурье и непрерывной спектральной функции.

Разработан новый способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти. Основная идея разработанного способа заключается в следующем. Пространственные перемещения ротора относительно статора и электрические дефекты, возникающие в электрических машинах роторного типа во время их работы, обуславливают появление магнитных полей с порядком, определенным порядком м.д.с. (р, V, и частотами, равными по частоте м.д.с. и частоте возмущений от технологических погрешностей подшипникового узла (©„ >д) при

j = 2, 3, 4, 5, 6, где Ю - угловые скорости вращения Уи (I гармоники ротора относительно статора. В конечном счете это приводит к пульсации тока в обмотках статора и в питающем кабеле. Регистрацию сигнала осуществляют путем установки датчика на все фазы подводящего кабеля электродвигателя установки. Такой способ измерения диагностической информации позволяет существенно снизить влияние основной составляющей частоты 50 Гц на результат измерения вследствие взаимной компенсации ЭДС токов фаз и регистрировать преимущественно их флуктуации.

Новизна предлагаемого способа заключается в том, что диагностирование УЭЦН производится на основе анализа электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала обусловлена вибрацией не только корпуса установки, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации УЭЦН. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки.

Этот способ получения диагностического сигнала можно применять для диагностируемой установки неоднократно и, анализируя форму и амплитуду полученного сигнала, по их изменению в сравнении со значения-

ми предыдущих измерений, решить поставленную задачу и судить о техническом состоянии работающей установки, в том числе о возможности ее дальнейшей эксплуатации.

Измерения проводились на питающих кабелях погружных установок, непосредственно в местах ввода в планшайбу устьевой (фонтанной) арматуры. Датчик напряжения с аналоговым выходом по напряжению и кабелем для подключения к анализатору в виде токовых клещей устанавливали одновременно на три фазы кабеля. Сигнал от датчика поступал на записывающий прибор, далее на компьютер для анализа и хранения. Вид сигнала показан на рис. 2.

Гармонический состав, полученный несинусоидальной периодической кривой сигнала, который характеризуется непрерывным спектром, представлен на рис. 3.

оде (и» оде из» в/а о<ш до оде оде ми т одм еда орп о/я от ооа о/ж 01 01м он ош он

Рис. 2. Временной сигнал тока ПЭД

Техническое состояние УЭЦН оценивается по следующим признакам дефектов: вибрация с частотой вращения вала (неуравновешенность вращающихся масс, изгиба вала, механические ослабления и т. д.); автоколебания вала установки (повышенные зазоры в подшипниках скольжения, износ пар трения, прецессия вала и т.д.); низкочастотные колебания (не оптимально подобран режим работы скважины, неоднородность потока жидкости; развитые механические дефекты, ослабление жесткости концевых соединений и т.д.); неисправности ПЭД (нарушение диэлектрических свойств масла, эксцентриситет ротор-статор, межвитковые замыкания и т.д.); неравномерность тормозного момента на валу электродвигателя (подклинивание в парах трения, засорение проточной части и т. д.).

Рис. 3. Спектр тока УЭЦН с признаками дефектов подшипников скольжения ПЭД

Влияние на работоспособность УЭЦН развитых дефектов оценивается по трем уровням сигнала (в каждом конкретном случае определяется его значение): «слабый» - эксплуатация погружной установки с таким уровнем сигнала характеризуется минимальной вероятностью появления дефектов в период межремонтной эксплуатации; «средний» - эксплуатация УЭЦН возможна при периодическом контроле, вероятность отказа существует, и при принятии решения по дальнейшей эксплуатации требуется оценка остаточного ресурса. «Сильный» - дальнейшая эксплуатация установки с таким уровнем сигнала не допускается. Эта оценка характеризует предаварийное состояние установки и исключает возможность ее дальнейшей эксплуатации без проведения ремонта.

Разработанный способ позволяет осуществлять оперативное диагностирование УЭЦН, определять располагаемый на момент контроля ресурс работоспособности. С помощью разработанного способа можно распознавать следующие повреждения УЭЦН без вмешательства в режим ее эксплуатации: 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 и т.д.

Для проведения контроля технического состояния УЭЦН в нефтяной скважине разработана система по преобразованию, обработке и хранению полученных данных. Данное устройство включает следующие основные модули: модуль ввода-вывода, осуществляющий подключение датчиков тока, технологических защит и сигнализации; основной модуль и модуль интерфейсов. Основной модуль включает плату АЦП, на которой выполняется настройка требуемого уровня сигнала датчика, преобразование аналогового сигнала в двоичный код, передачу сигнала, формирование аварийных сигналов и сигналов аварийного отключения установки, и процессорный модуль, который проводит обработку полученных данных на базе спектрального и автокорреляционного анализа, выявления огибающей сигналов, фильтрации сигнала, разделения сигнала во времени, простого и общего регрессионного анализа. Кроме того, в основном модуле в режиме диалога с пользователем производится настройка режимов работы устройства и осуществляется считывание информации из электронной базы данных на переносной компьютер. Модуль интерфейсов включает контроллер Ethernet, RJ45 интерфейс и индикацию состояния.

В диссертации разработана методика определения периодичности контроля т1 состояния и величины упреждающего допуска параметра технического состояния УЭЦН, оптимальных с точки зрения минимума удельных суммарных затрат L на эксплуатацию установки.

Определено, что величина упреждающего допуска рав-

параметра. При а =1,2 (как следует из опыта эксплуатации) и в предположении, что Т0)- линейная функция, Д/7 = (0.6^'7И>

Целевая функция минимизации затрат имеет вид

где Д!) - плотность распределения отказов установки; Лл ааз и о./ - средняя стоимость замены (капитального ремонта) установки, цена нефти, средняя стоимость диагностирования и средняя стоимость углубленного диагностирования соответственно; к -коэффициент, определяемый по статистическим данным {Т = кт,(к < 1)); Тпр - средняя продолжительность простоя.

Из условия Ь' = 0 имеем

предельное и допустимое значения

1 [_ О г, J О

г.

= [(а, + at)Ae '" - а,Яе'"' J- [(а, + <74Xl - е'1'')+ а, ■ j+ rfka^'" = О

(5)

После упрощения получено выражение, пригодное для практических расчетов

(А - В)Хт, - В + С(Лг,)г = 0 (6)

где А = а1+а4, 0 = а3, С = каг1А. Определено, что оптимальный период контроля состояния УЭЦН составляет т1 = 45 суток.

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 для ПЭВМ по обработке результатов контроля и определению предельного состояния концевых деталей с использованием ММП.

Для определения технического состояния остаточного ресурса УЭЦН, поступивших в ремонт, разработана методика оценки технического состояния труб и деталей с использованием метода магнитной памяти металла. Данная методика основана на регистрации вдоль поверхности детали напряжённости магнитного поля рассеяния Нр, характеризующей распределение остаточной намагниченности металла, сложившейся под действием рабочих нагрузок и имеющей связь с остаточными напряжениями и деформациями, обусловленными структурой металла, конструкцией и условиями эксплуатации. В данной методике в первую очередь оценивается характер распределения напряжённости магнитного поля Нр. Далее определяется: наличие зон концентрации нагрузок (КН); максимальный уровень абсолютных величин поля Н^и величина градиента йН/йх в зоне КН.

Количественная оценки уровня концентрации напряжений определяется по градиенту (интенсивности изменения) нормальной составляющей магнитного поля Нр при переходе через линию КН (линию //р=0)

(7)

где Кт — градиент магнитного поля рассеяния или магнитный коэффициент интенсивности напряжений, характеризующийся интенсивностью изменения намагниченности металла в зоне КН и, соответственно, интенсивностью изменения поля IДНр I - модуль разности поля Нр между двумя точками контроля, расположенными на равных отрезках еж по обе стороны от линии Яр=0.

Критерием оценки технического состояния является отношение

тгтах Лим

где

к:

к

ср

- максимальное и среднеарифметическое значе-

ния градиентов. Если это отношение т превышает значение тпр= 2 (для

и

стали 45, из которой изготавливаются ловильные головки УЭЦН), то делается вывод о предрасположении к повреждению в процессе эксплуатации трубы или детали, и может быть рекомендована замена детали при ремонте (значение характеризует деформационную способность металла на стадии упрочения перед разрушением, определяют этот показатель в лабораторных исследованиях в условиях статического и/или циклического нагружения образца, изготовленного из той же марки стали, что и трубы и детали погружной установки).

Остаточный ресурс труб и деталей УЭЦН определяется по выражению

где - функция зависимости деформационного упрочения от вре-

мени; - многофакторная модель деформационного упро-

чения; ёпр - отбраковочная величина деформационного упрочения; -скорость коррозии; - толщина стенки детали; - диаметр; п - количество сечений; - предел прочности металла.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований легли в основу руководящего документа «Методические указания по техническому диагностированию концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла», внедренного на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-Нижневартовск».

В заключении диссертации обобщаются результаты проведенного исследования. Основные выводы и рекомендации:

1. Предложены критерии оценки технического состояния УЭЦН на специализированных стендах. Для получения более достоверных результатов диагностирования предлагается применять диагностирование оборудования с уровнем вибрации свыше 4,5 мм/с по частотным составляющим спектра вибросигнала. Установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации, которые использованы в экспертной системе по оценке технического состояния УЭЦН на компьютеризированных горизонтальных стендах ремонтных предприятий.

2. Разработан новый способ диагностирования УЭЦН на основе анализа обобщенного электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала обусловлена вибрацией не только корпуса установки, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации УЭЦН. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки.

3. Техническое состояние УЭЦН следует оценивать по следующим признакам дефектов: вибрация с частотой вращения вала; автоколебания

(8)

вала установки; низкочастотные колебания; неисправности ПЭД; неравномерность тормозного момента на валу электродвигателя. Влияние на работоспособность УЭЦН развитых дефектов оценивается по трем уровням сигнала: «слабый» - эксплуатация погружной установки с таким уровнем сигнала характеризуется минимальной вероятностью появления дефектов в период межремонтной эксплуатации; «средний» - эксплуатация УЭЦН возможна при периодическом контроле; «сильный» - дальнейшая эксплуатация установки с таким уровнем сигнала не допускается. Для проведения контроля технического состояния УЭЦН в нефтяной скважине разработана система по преобразованию, обработке и хранению полученного сигнала.

4. На основе анализа процесса эксплуатации УЭЦН разработана методика определения периодичности контроля и величины упреждающего допуска параметра технического состояния УЭЦН, оптимальных с точки зрения минимума удельных суммарных затрат на эксплуатацию установки, которая позволила создать механизм назначения обследований и повысить уровень эксплуатации. Определена оптимальная периодичность диагностирования УЭЦН, которая составляет 45 суток.

5. Разработанная методика оценки состояния концевых деталей УЭЦН основана на регистрации вдоль поверхности детали напряжённости магнитного поля рассеяния, характеризующей распределение остаточной намагниченности металла, сложившейся под действием рабочих нагрузок и имеющей связь с остаточными напряжениями и деформациями, обусловленными конструкцией и условиями эксплуатации. Предлагается на практике оценку состояния концевых деталей проводить по магнитному коэффициенту, определяемому по градиенту магнитного поля рассеяния, который характеризует деформационную способность металла на стадии упрочения перед разрушением. Если магнитный коэффициент превышает значение Шпр= 2, то делается вывод о предрасположении к повреждению в процессе эксплуатации концевой детали и может быть рекомендована замена детали при ремонте.

6. Результаты теоретических и экспериментальных исследований легли в основу руководящего документа «Методические указания по техническому диагностированию концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла», внедренного на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы составляет 90 млн. руб.

Основные идеи и научные результаты проведенного исследования отражены в публикациях по теме исследования:

1. Матаев Н.Н., Кулаков С.Г., Никончук СЛ., Сушков В.В. Диагностирование установок погружных центробежных электронасосов на специализиро-

ванных стендах ремонтных предприятий // Промышленная энергетика. - 2002. -№8.-С. 21-23.

2. Матаев Н.Н., Сушков В.В., Кулаков, С.Г., Чукчеев О.А Методологический подход к повышению надежности установок погружных электроцентробежных насосов путем диагностирования на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Докл. Третьей междунар. науч.-техн. конф. - М.: ООО «Энергодиагностика», 2003. - С. 42-44.

3. Методические указания по техническому диагностированию концевых деталей с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла / Дубов АА, Колокольников B.C., Матаев Н.Н.; ООО «Энергодиагностика». - М., 2003. -50 с.

4. Патент РФ 2213270. Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти / Н.Н. Матаев, СТ. Кулаков, СА Никончук. - Опубл. в Б.И., 2003. - № 9.

5. Матаев Н.Н., Кулаков С.Г., Никончук СА., Сушков В.В., Чукчеев ОА Диагностирование электропогружных установок добычи нефти без вмешательства в режим их эксплуатации // Нефтяное хозяйство. - 2004.- №4. - С. 23 -25.

6. Матаев Н.Н., Сушков В.В., Чукчеев ОА Диагностирование электропогружных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Промышленная энергетика. - 2004. -№ 4.- С.14 -17.

7. Матаев Н.Н., Сушков В.В., Чукчеев ОА Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния установок погружных электроцентробежных насосов //Промышленная энергетика. - 2004. - № 5.- С. 21-23.

В работах, выполненных в соавторстве, соискателю принадлежат: в статье [1] критерии и методика оценки технического состояния погружных установок электроцентробежных насосов на специализированных стендах; статье [3] - методика контроля концевых и трубных деталей установок погружных электроцентробежных насосов методом магнитной памяти металла; в статьях [2, 7] - методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН; [4, 5, 6] - идея метода определения технического состояния УЭЦН в скважине (без остановки скважины и изменения ее технологических параметров).

Отпечатано с оригинала-макета, предоставленного автором.

ИД №06039 от 12.10.2001

Подписано в печать 20.09.04. Формат 60x84 '/16. Отпечатано на дупликаторе. Бумага офсетная. Усл. печ. л. 1,25. Уч. - изд. л. 1,25. Тираж 100. Заказ 492.

Издательство ОмГТУ. Омск, пр. Мира, 11. т. 23-02-12 Типография ОмГТУ

»17725

РНБ Русский фонд

2005-4 14848

Введение

1. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния установок погружных электроцентробежных насосов

1.1. Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживаний энергомеханического оборудования

1.2. Методы технической диагностики энергомеханического оборудования

1.3. Анализ работоспособности УЭЦН и ее основных частей

1.3.1. Работоспособность ЭЦН с рабочими колесами из чугуна, полиамида и нерезиста

1.3.2. Работоспособность колонны НКТ УЭЦН

1.3.3. Влияние различных факторов на надежность УЭЦН

1.4. Анализ напряжений от вынужденных колебаний упругой системы УЭЦН-НКТ

1.5. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН 49 Выводы

2. Разработка способа и методик диагностирования и оптимизации эксплуатации УЭЦН

2.1. Диагностирование УЭЦН на горизонтальных стендах компьютерного тестирования

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

2.2.2. Влияние технологических погрешностей на возмущающие силы магнитного происхождения

2.2.3. Критерии оценки технического состояния УЭЦН

2.3. Оптимизация эксплуатации погружных установок

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

3.1. Метод магнитной памяти металла

3.2. Методика определения предельного состояния металла в зонах концентрации напряжений по градиенту магнитного поля рассеяния

3.2.1. Анализ информации результатов ММП - контроля

3.2.2. Методика определения состояния концевых деталей по градиенту магнитного поля рассеяния

3.3. Оценка технического состояния концевых деталей УЭЦН

3.4. Дополнительное обследование концевой детали УЭЦН взонеКНтах

3.5. Обработка результатов контроля и определение предельного состояния концевых деталей с использованием программы «ММ-System» 143 Выводы 153 Заключение 155 Список использованных источников 158 Приложение

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 НГДП; 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 обслуживаний (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, С.В. 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:

1. разработан методологический подход к обеспечению работоспособного состояния УЭЦН;

2. уточнены нормативы оценки технического состояния УЭЦН по параметрам вибрации на горизонтальных компьютерных стендах, установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации;

3. 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;

4. 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;

5. 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.

Основные выводы и рекомендации:

1. Предложены критерии оценки технического состояния УЭЦН на специализированных стендах. Для получения более достоверных результатов диагностирования предлагается применить диагностирование оборудования с уровнем вибрации свыше 4,5 мм/с по частотным составляющим спектра вибросигнала. Установлены закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации, которые использованы в экспертной системе по оценке технического состояния УЭЦН на компьютеризированных горизонтальных стендах ремонтных предприятий.

2. Разработан новый способ диагностирования УЭЦН на основе анализа обобщенного электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала, обусловлена вибрацией не только корпуса установки, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации УЭЦН. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки.

3. Техническое состояние УЭЦН следует оценивать по следующим признакам дефектов: вибрация с частотой вращения вала; автоколебания вала установки; низкочастотные колебания; неисправности ПЭД; неравномерность тормозного момента на валу электродвигателя. Влияние развитых дефектов на работоспособность УЭЦН оценивается по трем уровням сигнала: «слабый» -эксплуатация погружной установки с таким уровнем сигнала характеризуется минимальной вероятностью появления дефектов в период межремонтной эксплуатации; «средний» - эксплуатация УЭЦН возможна при периодическом контроле; «сильный» - дальнейшая эксплуатация установки с таким уровнем сигнала не допускается. Для проведения контроля технического состояния УЭЦН в нефтяной скважине разработана система по преобразованию, обработке и хранению полученного сигнала.

4. На основе анализа процесса эксплуатации УЭЦН разработана методика определения периодичности контроля и величины упреждающего допуска параметра технического состояния УЭЦН, оптимальных с точки зрения минимума удельных суммарных затрат на эксплуатацию установки, которая позволила создать механизм назначения обследований и повысить уровень эксплуатации. Определена оптимальная периодичность диагностирования УЭЦН, которая составляет 45 суток.

5. Разработанная методика оценки состояния концевых деталей УЭЦН основана на регистрации вдоль поверхности детали напряжённости магнитного поля рассеяния, характеризующей распределение остаточной намагниченности металла, сложившейся под действием рабочих нагрузок и имеющей связь с остаточными напряжениями и деформациями, обусловленными конструкцией и условиями эксплуатации. Предлагается на практике проводить оценку состояния концевых деталей по магнитному коэффициенту, определяемому по градиенту магнитного поля рассеяния, который характеризует деформационную способность металла на стадии упрочения перед разрушением. Если магнитный коэффициент превышает значение тпр=2, то делается вывод о предрасположении к повреждению в процессе эксплуатации концевой детали и может быть рекомендована замена детали при ремонте.

6. Результаты теоретических и экспериментальных исследований легли в основу руководящего документа «Методические указания по техническому диагностированию концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла», внедренного на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-Нижневартовск». Экономический эффект о внедрения результатов диссертационной работы составляет 90 млн. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате научного обобщения, проведения аналитических исследований, разработки и внедрения новых методик (диагностирование технического состояния установок погружных электроцентробежных насосов на основе наземных испытаний; диагностирование УЭЦН на основе анализа электрического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки; диагностирование концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла) решена важная народнохозяйственная задача повышения эффективности эксплуатации УЭЦН.

1. Автономная ИИС контроля технического состояния колонны НКТ в процессе эксплуатации / И.П. Гидзяк, В.В. Дженджеруха, Л.М. Замиховский и др. // Методы и средства виброакустической диагностики: Сб. науч.ст. -Kh.II. Ивано-Франковск: Облполиграфиздат, 1990.

2. Алиев И.М. Кучук 3. Вероятностно-статистический метод установления взаимосвязи между уровнем вибрации и наработками на отказ установок ЭЦН. // Нефтяное хозяйство. 2000. - С.95-96.

3. Апробация и внедрение метода вибродиагностики НКТ при работе с УЭЦН: Отчет НИР (заключительный) /Ивано-Франковский институт нефти и газа; Рук. Л.М. Замиховский. Ивано-Франковск - 1989. - 45 с. Тема № 130-87. №ГР 0870043864.

4. Бабаев С.Г., Шахбазов Я.Г. Планово-предупредительный ремонт и техническое обслуживание бурового оборудования. М: ЦИНТИхимнефтемаш, 1973. - 60 с.

5. Бак С.И. Рациональная организация профилактического ремонта промысловых электродвигателей // Машины и нефтяное оборудование.- 1968. № 9- С.7-8.

6. Базовский И. Надежность. Теория и практика. М.: Мир, 1965. -373 с.

7. Барзилович Е.Ю. Определение оптимальных сроков профилактических работ на автоматических системах // Изв. АН СССР. Техническая кибернетика.- 1964. № 3. - С.20-32.

8. Барзилович Е.Ю. Некоторые случаи профилактического обслуживания систем с резервированием // Кибернетику на службу коммунизму: В 3-х т. / Под ред. А.И. Берга. М.-Л., 1964. - Т. 2 - С. 212-215.

9. Барлоу Р., Хантер JI. Оптимальный порядок проведения профилактических работ // Оптимальные задачи надежности / Под ред. И.А. Ушакова. М., 1968.- 228 с.

10. Барлоу Р., Хантер Л., Прошан Ф. Оптимальные планы проверок // Оптимальные задачи надежности / Под ред. И.А. Ушакова. М., 1968.- С.271-284.

11. Байхельт Ф., Франкен П. Надежность и техническое обслуживание. Математический подход. М.: Радио и связь, 1988. - 175 с.

12. Беляков Б.Н. Прогнозирование суммарных удельных затрат на изготовление, эксплуатацию и замену элемента // Надежность и контроль качества.- 1979.- № 5. С.6-9.

13. Бескровный Н. Г. Экономика и оптимизация надежности и ремонта горношахтного оборудования. М.: Недра, 1974.- 209 с.

14. Венцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука,1969. - 576 с.

15. Ведерников В.А., Сушков В.В. Техническая диагностика при обслуживании электроустановок нефтегазового комплекса: учеб. Пособие. Часть 1,- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- 66 с.

16. Вибрация энергетических машин: Справочное пособие /Под ред. Н.В. Григорьева. Л.: Машиностроение, 1974,- 464 с.

17. Вихман P.P., Филиппов В.Н. Добыча нефти центробежными насосами в сложных условиях эксплуатации на нефтепромыслах Канады: Экспресс-информация. / ЦИНТИхимнефтемаш. Зарубежный опыт. Насосостроение. Серия ХМ-4, М., 1988. 15 с.

18. Вибрации в технике: Справочник в 6 т. М.: Машиностроение, 1978.-Т. 1.

19. Володин В.Г. Акбердин A.M. Исхаков Р.Г. Развитие диагностики технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций // Энергетика.- 1996. № 2.-С. 17-20.

20. Вольдек А.И. Электрические машины. Л.: Энергия, 1974. - 839 с.

21. Вибрации и шум электрических машин малой мощности /Л.К. Волков, Р.Н. Ковалев, Г.Н. Никифорова и др. Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние,1979.-206 с.

22. Вязигин В.Л. Обобщенный подход к определению ущерба путем анализа режимов эксплуатации с пониженной эффективностью // Надежность и экономичность электроснабжения нефтехимических заводов. Омск: ОмПИ,1980. С. 48-57.

23. Галеев А.С. Выбор оптимального времени проведения предупредительного капитального ремонта насосов / А.С. Галлеев, Р.Н. Султанов, Р.Н. Сулейманов и др. // Бурение. 2002. - №2. - С. 9-12.

24. Гальперин А.С., Фридрих П.С. Выбор оптимального варианта правил постановки двигателя в капитальный ремонт // Механизация и электрификация сельского хозяйства.- 1984.-№ 1.-С. 3-6 (57).

25. Герцбах И.В. Модели профилактики М.: Сов. Радио, 1969. -207 с.

26. Гнеденко В.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности.- М.: Наука, 1965.

27. Горицкий В.М., Дубов А.А., Демин Е.А. Исследование структурной повреждаемости стальных образцов с использованием метода магнитной памяти металла // Контроль. Диагностика. 2000. № 7. -С.13-15.

28. ГОСТ 27.002-83 Надежность в технике. Термины и определения.-М.: Изд-во стандартов, 1983. 608 с.

29. ГОСТ 17510 -79. Надежность в технике. Система сбора и обработки информации. Планирование наблюдений. -М.: Изд-во стандартов, 1979.- 24 с.

30. Гришин В.Г., Суд И.И. Количественная оценка межремонтного периода для синхронных двигателей главных приводов буровых установок // Машины и нефтяное оборудование. 1974. - № 6.-С.5-6.

31. Дедков В.К., Северцев Н.А. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. М.: Высшая школа, 1976.- 406 с.

32. Диагностирование электропогружных установок добычи нефти без вмeшaтeльcтвf в режим их эксплуатации / Н.Н. Матаев, С.Г. Кулаков, С.А. Никончук, В.В. Сушков, О.А.Чукчеев // Нефтяное хозяйство. 2004.-№ 2 -С.45-46.

33. Диагностирование и настройка коммутации двигателей постоянного тока главных приводов прокатных станов /В.Д. Авилов, Е.Н. Савельев, Р.В. Сергеев и др. // Промышленная энергетика. 2003. - №10. С.15-19.

34. Диагностирование установок погружных центробежных электронасосов на специализированных стендах ремонтных предприятий / Матаев Н.Н., Кулаков С.Г., Никончук С.А., Сушков В.В. // Промышленная энергетика.- 2002/ № 8.- С.21-23.

35. Дружинин Г. В. Надежность автоматизированных систем.- 3-е изд., перераб.и доп.- М.: Энергия, 1977.- 536 с.

36. Дубровин В.М., Дубровин С.В. Об одном методе выбора времени диагностики технического состояния оборудования // Надежность и контроль качества. -1998. № 3-С. 12-18 .

37. Дубровин Л.И. К вопросу определения экономичности оптимальных периодичностей ремонтов и сроков службы сложных систем // Надежность и контроль качества. 1970. - № 4- С. 10-13.

38. Дунайцев С.Г., Кустов С.С., Федосенко Р.Я. О капитальных ремонтах трансформаторов 35 кВ // Электрические станции. 1978. № 6. -С.23-25.

39. Дубов А.А. Исследование свойств металла с использованием метода магнитной памяти // Металловедение и термическая обработка. 1997. -№ 5.-С.4-6.

40. Дубов А.А., Встовский Г.В. Интерпретация основного диагностического параметра, используемого при контроле труб по методу магнитной памяти металла // Контроль. Диагностика. 1999. - №3 - С.23-26.

41. Дубов А.А., Колокольников B.C., Матаев Н.Н. Методические указания по техническому диагностирования концевых деталей с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла // М: ООО «Энергодиагностика», 2003. 50 с.

42. Емелин Н.М. Определение периодичности диагностирования сложных систем при техническом обслуживании по их фактическому техническому состоянию // Надежность и контроль качества.- 1998. № 8- С. 57-60.

43. Ершов М.С., Карпинец Б.И. Модели эффективности непрерывного контроля изоляции обмоток силовых трансформаторов // Изв. вузов. Энергетика.- 1990. №1.- С. 52-55.

44. Завадский Ю.В. Статистическая обработка эксперимента. -М.: Наука, 1976. 296 с.

45. Заявка 2562153 Франция, МЬС^Е 21 В 47-12. Опубл. 04.10.85.

46. Замиховский JI.M., Гидзяк И.П., Иванов В.Н. Вибродиагностика технического состояния УЭЦН в условиях Западной Сибири // Вибрация и диагностика машин и механизмов: Тез. докл. науч.-техн. конф. Челябинск, 1990. С. 17-18.

47. Замиховский J1.M., Казмерчук И.М. К вопросу оценки технического состояния узлов УЭЦН в процессе ее эксплуатации; Ивано-Франк. ин-т нефти и газа. Ивано-Франковск, 1988. - 6 с. -Деп. в УкрНИИНТИ 30.03.88. №773-Ук88.

48. Каасик П.Ю. Тихоходные безредукторные микродвигатели. Л.: Энергия, 1974. - 135 с.

49. Кулаичев А.П. Методы и средства анализа данных в среде Windows. STADIA 6.0. -М.: Информатика и компьютеры, 1996.- 257 с.

50. Кузнецов И.А. Магнитный структурный анализ. Свердловск: Изд-во УрГУ, 1984. - 45 с.

51. Князев A.M., Андрюшин А.В. Методика определения оптимального межремонтного периода для энергетических блоков // Изв. вузов СССР. Энергетика. 1978. - № 6. - С.34-38.

52. Ковалев Ю.З., Сушков В.В. Обобщенная стратегия технических обслуживаний и ремонтов электрооборудования и электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика. -2000. -№9.-С. 21-24.

53. Краковский Ю.М. Алгоритмическое и программное обеспечение для оценки остаточного ресурса оборудования // Контроль. Диагностика, 2001. №2.-С. 24-27.

54. Кузнецова У.В, Морозова Т.И., Степаненко Н.А. Экспертная система диагностики состояния изоляции масляных трансформаторов // Электротехника. 1994.-№ 11.

55. Концепция энергосбережения в нефтяной отрасли в Тюменской области. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998. - 160 с.

56. Костырко Я.В., Романюк Ю.Ф., Ожоган В.А. К вопросу определения периодичности предупредительных ремонтов двигателей электробуров // Промышленная энергетика. 1986. - №7.- С. 22-24.

57. Коллакот Р. Диагностика повреждений.- М.: Мир, 1989.-512 с.

58. Лейбман Ю.А., Зверева Г.И. Оптимальный период контроля системы с целью выявления необнаруженных отказов И Электросвязь. 1971.-№11.- С.20-23.

59. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул.- М.: Высш.шк., 1982.- 224 с.

60. Максутов Р.А. Алиев И.М. Богданов А.А. Экспериментальные исследования вибрации погружных центробежных электронасосов // Нефтепромысловое дело. 1984.-№ 11.-С. 36-38.

61. Максутов Р.А. Махмудов Ю.А. Алиев И.М. Экспериментальные исследования вибрации погружных электродвигателей // Машины и нефтяное оборудование. 1985. - №1. - С. 19-23.

62. Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла: Матер, второй междунар. науч.-техн. конф. -Любляны, 2001. Документы Международного Института Сварки №V-1196-01.

63. Матаев Н.Н., Сушков В.В., Чукчеев О.А. Диагностирование электропогружных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторожденинях Западной Сибири // Промышленная энергетика. -2004. №4.- С. 25-27.

64. Матаев Н.Н., Сушков В.В., Чукчеев О.А. Методологический подход к обеспечению работоспособного состояния установок погружных электроцентробежных насосов // Промышленная энергетика. 2004.- №5,- С. 21-23.

65. Методические указания по техническому диагностированию трубопроводов с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла. -М., 1996.-34 с.

66. Методологический подход к повышению надежности установок погружных электроцентробежных насосов путем диагностирования на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Матаев Н.Н., Сушков В.В.,

67. Кулаков, С.Г., Чукчеев О.А. // Сб. докл. Третьей междунар. науч.-техн. конф.-М: ООО «Энергодиагностика», 2003. С.42-44.

68. Месенжник Я.З., Прут Л.Я. Решение оптимизационных задач применительно к электроцентробежным насосам // Электрпотехника. 1997.-№12.

69. Месенжник Я.З., Тареев Б.М., Прут Л.Я. О достоверности оценки надежности электрической изоляции установок центробежных насосов // Электричество. 1999.- № 5.

70. Месенжник Я.З., Прут Л.Я., Пироговский Р.А. Восстановление электроцентробежных насосов // Электротехника. 2000. - №5. - С.57-60.

71. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учеб. пособие для вузов.- М.: ОАО «Издательство Недра», 2000. 487 с.

72. Методика определения оптимального межремонтного периода нефтяного оборудования /Ю.Б. Новоселов, В.В. Сушков, Л.П. Лобова, и др. // Машины и нефтяное оборудование.- 1977.- № 11. С.5-7.

73. Методика трибодиагностики центробежных газовых компрессоров: РД 39-0146306-402-86. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1986.- 270 с.

74. Методика расчета времени пробега до останова и ремонта. -Иркутск: ОАО ИркутскНИИхиммаш, 1999.- 29 с.

75. Методика выбора показателей для оценки надежности сложных технических систем. -М.: ВНИИС, Гос. комитет стандартов, 1970.-45 с.

76. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. М: Центрхиммаш, 1993.- 90 с.

77. Методика оценки ресурса работоспособности машинного оборудования. Волгоград: Изд-во, 1992.- 54 с.

78. Микропроцессорные системы диагностики состояния электроустановок. Обзорная информация: Сер. средства и системы управления в энергетике /Синельников В.Я., Казанский С.В. и др.- М.: Информэнерго, 1989. -Вып. 6.-32 с.

79. Методика диагностирования центробежного нефтепромыслового наземного оборудования по спектральным параметрам вибрации: 2-е изд. -Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998.- 180 с.

80. Михеев М.Н., Горкунов Э.С. Магнитные методы структурного анализа и неразрушающего контроля. М.: Наука, 1993. 123 с.

81. Мюллер П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике / Пер. с нем. М.: Финансы и статистика, 1982. - 278 с.

82. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, А.В. Ковалев и др.; под. ред. В.В. Клюева. 2-е изд., испр. и доп. - М.: Машиностроение, 2003. - 656 с.

83. Обоскалов В.П. Использование экспертных оценок при планировании ремонтов высоковольтных выключателей // Изв. вузов. Энергетика. 1980.- № 4.- С.36-39.

84. Обоскалов В.П. К вопросу о выборе межремонтного срока для высоковольтных выключателей //Изв. вузов. Энергетика. 1978.- № 2- С.29-31.

85. Окороков В.Р. Островский В.Н., Перегуда А.И. Оптимальный период контроля системы с восстановлением // Надежность и контроль качества. 1977. - № 7.- С. 12-15.

86. ГОСТ 51.136-85. Надежность и экономичность. Система сбора и обработки информации. Основные положения.- М.: Изд-во стандартов, 1985.60 с.

87. Основы теории колебаний / В.В. Мигулин, В.И. Медведев, Е.Р. Мустель, В.Н. Парыгин. М.: Наука, 1978.

88. Пат. ФРГ 3113749, МКИ3Е 21 в 47-12. Опубл. 01.05.83.

89. Пат. РФ 2213270. Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти / Н.Н. Матаев, С.Г. Кулаков, С.А. Никончук. Опубл. в Б.И. 2003, № 9.

90. Положение о планово-предупредительном ремонте электрооборудования на предприятиях Главтюменнефтегаза: РД 39-2-80-78,-Тюмень: СибНИИНП, 1978. 46 с.

91. Положение о системе технических обслуживании и ремонта энергомеханического оборудования ОАО «Самотлорнефть» по фактическому состоянию: РД 153-39.1-046-00.- Тюмень: 2000.-181с.

92. Поспелов Г.Е., Короткевич М.А. Повышение эффективности планирования профилактических работ в электрических сетях // Электрические станции. 1975.-№ 7.- С. 14-17.

93. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов: РД 153- 39ТН- 009- 96: в 2 ч.- Уфа: Изд-во, 1997.- 325 с.

94. Правила технической эксплуатации станций и сетей. М.: Энергия, 1968.-224 с.

95. Пухальский А.А., Сушков В.В., Фролов В.П. Основные направления диагностики нефтепромыслового электрооборудования // Труды Тюменского нефтяного научно-технологического центра: серия энергосбережение и диагностика, 1999.- № 3.-121 с.

96. Разгильдеев Г.И., Захарова А.Г. Математическая модель замены электрооборудования с учетом неравноценности отказов // Изв. вузов СССР. Энергетика. -1981. № 9.- С.28-31.

97. Рахутин Г.С. Вероятностные методы расчета надежности профилактики и резерва горных машин. М.: Недра, 1970.- 45 с.

98. Рандал Р.Б. Частотный анализ. Брюльи Къер, Дания, 1989.

99. Рудь Ю.С. Оптимизация технического обслуживания технологического оборудования горно-обогатительных комбинатов // Изв.вузов. Горный журнал. 1980.- №12.-С.47-51.

100. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций: РД 153- 9 ТН-008-96.- Уфа: Изд-во, 1997.230 с. 104

101. Справочник по вероятностным расчетам М.: Воениздат, 1970.382 с. 106.

102. Система технического обслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39Р-0148463-0030-95.-Тюмень. Изд-во, 1995.-78 с.

103. Синягин Н.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта энергооборудования промышленных предприятий. М.: Энергия, 1975. - 376 с.

104. Ситидзе Ю. Сато X. Ферриты. М.: Мир, 1964. - 170 с.

105. Скляревич А.Н., Розенблат Л.Я. Оптимальная периодичность обслуживания восстанавливаемой системы с возможными нарушениями // Автоматика и вычислительная техника. 1977. - № 4,- С.31-34.

106. Справочник конструктора-машиностроителя. М.: Машиностроение, 1959. - Т.1, - С. 58.

107. Соколов В.В. Актуальные задачи развития методов и средств диагностики трансформаторного оборудования под напряжением // Изв. АН. Энергетика. 1997. - № 1-С. 42-44.

108. Статистические методы обработки эмпирических данных. М.: Изд-во стандартов, 1978.- 232 с.

109. Стандарт ОАО «Лукойл» СТП-01-014-99. Установки погружных центробежных насосов типа УЭЦН. Методика определения допустимой кривизны ствола скважины в интервале подвески УЭЦН. М.: ОАО «Лукойл» 1999. - 16 с.

110. Сушков В.В., Пухальский А.А. Совершенствование системы технических обслуживаний и ремонтов нефтепромыслового электрооборудования // Промышленная энергетика. 1994.- №3-С. 16-19.

111. Система технического обслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39 Р-0148463-0030-95 (второе издание). Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти и газа», 1995 - 52 с.

112. Татаринцев А.В. Фролов В.П., Воробьев В.В. Методика диагностирования электронасосных агрегатов дожимных насосных станций по параметрам вибрации. -Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1994. 80 с.

113. Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования нефтяных промыслов Западной Сибири: Обзор информ. / Ю.Б. Новоселов, В.В. Сушков, В.П. Росляков, И.И. Суд // Машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОНГ, 1979.- 35 с.

114. Ушаков И.А., Климов А.Ф. Выбор метода обслуживания для максимизации коэффициента готовности // Вопросы радиоэлектроники. Сер. Общетехническая. 1965. - Вып. 25. - С. 17-20.

115. Фролов В.П. Воробьев В.В. Использование диагностики нефтепромыслового оборудования для энергосбережения. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998. -268 с.

116. Фролов В.П. Энергосбережение в системе поддержания пластового давления // Энергосбережение и диагностика: Труды Тюменского нефтяногонаучно-технологического центра. Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1999. - №4 с. 121-130.

117. Фролов В.П. Энергосбережение в нефтедобыче Тюменской области. -Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2000. 114 с.

118. Фролов В.П. Воробьев В.В. Пособие по эксплуатации системы поддержания пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты с целью энергосбережения. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2002,- 353 с.

119. Федосьев В.Н. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1967.- 478 с.

120. Филипов Н.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. -50 с.

121. Цветков В.А., Уланов Г.А. О диагностическом обслуживании энергетических агрегатов // Электрические станции. 1996. - №1.-С.21-14.

122. Чечурина Е.М. Приборы для измерения магнитных величин. М.: Энергия, 1969.

123. Чечерников В.И. Магнитные измерения. М.: Изд-во Московского университета, 1969. - 150 с.

124. Чукчеев О.А., Рублев А.Б., Сушков В.В. Оценка технического состояния погружных установок электроцентробежных насосов на специализированных стендах // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6.-С.49-52.

125. Чукчеев О.А., Сушков В.В., Рублев А.Б. Оценка технического состояния концевых деталей установок погружных центробежных электронасосов с использованием метода магнитной памяти металла // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6.- С.60-63.

126. Шишминцев В.В. Использование тепловизора для диагностики электрооборудования // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. № 6.- С. 1719.

127. Шор Я.Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности.- М.: Советсткое радио, 1962.- 552 с.

128. Щуцкий В.И, Володарский В.А. Определение периодичности профилактики электрооборудования по критерию безотказности его работы //Изв. вузов. Горный журнал. -1986. № 8.- С.88 - 90.

129. Arnold R.N., Warburton G.B. The flexural vibration of thin cillinders // The Institution of mechanical engineers proceedings.-1953.-№l.- P.167-169.

130. Beichelt Т., Fischer K. General failure model applied to preventive maintenance policies // IEEE Transactions on reliability.- 1980. Vol. R-29.- N1.-P.39-41.

131. Damenwood G. SGA-PCRC seminar on controlling the effects of pulsation and fluid transients in indastrial plants. SGA, Dallas. Texas, USA, 1983. - P.6-27.

132. Durham M.O. Effect of vibration on ESP failures // J. of Petroleum Technology. -1990.- Vol.42. № 2.

133. Electrical inspection using thermography AGEMA Infrared System. -1985. - Ref. №3. ar.8504.

134. Fillison Ben & gr. How to conduct periodic electrical inspection ""Dulling"".- 1976. 37.- № 9.-P. 45-46.

135. Helvik B. Periodic maintenance on the effect of imperfeciness // 10th Int. Symp. Fault. Tolerant Comput. Kyoto, Oct. 1-3.- 1980.- P.204-206.

136. Murthy D.N.P., Ngugen D.G. Optimal age policy with imperfect preventive maintenance // IEEE Transactions on reliability.-Vol R-30. N 1.- P. 8081.

137. MLT 757-74. Оценка надежности по данным наблюдений /Пер. с англ.- США.-1974.

138. Malik М.А. Reliable preventive maintenance scheduling // ALLE Trans.- 1979. Vol.ll.-P. 221-228.

139. Tieddge I, Wogatzki E. Zur optimalen Instandhaltung von Verchlessteilen, Wiss. Z. d.TH. Magdeburg, 1991. - 25,4. - P. 7-13.

140. Possibilities for use termovision control methods in energy production " Soviet power Engineering" by the Ral ph McEI roy Company, Inc./ B.D. Kornitski, N.A. Gnatyuk, L.D. Duts A.O. 1981.-Vol. 10. - № 3. - P. 470-472.