112
Анализ технического состояния
элементов передачи и потребления
электроэнергии электротехнического
комплекса электропогружных
установок нефтедобычи
УДК
621.3.07:621.316
Романов
В
.
С
.,
аспирант
кафедры
«
Автомати
-
зированные
электроэнергетические
системы
»
ФБГОУ
ВО
«
СамГТУ
»
Гольдштейн
В
.
Г
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
кафедры
«
Автоматизированные
электро
-
энергетические
системы
»
ФБГОУ
ВО
«
СамГТУ
»
Васильева
Н
.
С
.,
старший
преподаватель
кафедры
«
Инженерная
графика
»
ФБГОУ
ВО
«
СамГТУ
»
Состояние
и
уровень
качества
эксплуатации
электротехнического
комплекса
погружного
электрооборудования
нефтяных
месторождений
напрямую
зависит
от
безаварийной
и
надежной
работы
составляющих
элементов
оборудования
скважины
,
в
особенности
систем
передачи
,
распределения
и
потребления
электроэнергии
,
основными
из
них
являются
погружные
электродвигатели
(
ПЭД
)
и
погружная
кабельная
линия
(
ПКЛ
).
Погружное
электрооборудование
(
ПЭО
)
нефтедобычи
,
в
том
числе
ПЭД
и
ПКЛ
при
экс
-
плуатации
подвержены
влиянию
обширного
количества
внешних
факторов
и
воз
дей
-
ствий
,
их
эксплуатация
сопряжена
с
разнообразными
режимами
работы
.
Для
полу
-
чения
сведений
об
их
техническом
состоянии
используют
данные
статистики
отказов
экс
плуатации
.
Можно
утверждать
,
что
этот
метод
анализа
состояния
объекта
является
наи
более
приемлемым
для
получения
,
описания
и
выражения
в
количественном
экви
-
валенте
показателей
надежности
ПЭО
.
Для
полного
представления
о
текущем
состоянии
парка
ПЭО
,
в
том
числе
ПЭД
и
ПКЛ
в
статье
приведены
результаты
статис
тического
ана
-
лиза
его
аварийности
.
На
текущий
момент
произведен
сбор
и
анализ
данных
по
техноло
-
гическим
нарушениям
на
предприятиях
нефтедобычи
с
выработкой
рекомендаций
по
по
-
вышению
надежности
электротехнического
комплекса
ПЭО
нефтедобычи
.
Ключевые
слова
:
системы
передачи
и
распределения
электроэнергии
,
погружное
электро
-
оборудование
,
погружные
электро
-
двигатели
,
погружная
кабельная
линия
,
нефтедобыча
,
надежность
,
статистика
отказов
,
технологические
нарушения
Keywords:
transmission and distribution systems,
submersible electrical equipment,
submersible electric motors,
submersible cable line, oil production,
reliability, failure statistics, technological
violations
Т
радиционно
в
экономи
-
ке
Российской
Федера
-
ции
нефтедобывающая
отрасль
является
стра
-
тегически
важной
частью
.
В
по
-
следние
десятилетия
происхо
-
дит
интенсивное
освоение
новых
и
эксплуатация
действующего
фонда
месторождений
.
Обеспе
-
чение
экономически
эффектив
-
ной
работы
электротехнических
комплексов
(
ЭТК
)
нефтедобычи
является
реализацией
положе
-
ний
Федерального
закона
«
Об
электроэнергетике
».
Ограничения
по
финансированию
,
сложившие
-
ся
в
современных
экономических
условиях
,
и
недостатки
органи
-
зационно
-
финансовой
системы
управления
в
нефтяной
отрасли
привели
к
тому
,
что
износ
электро
-
погружных
установок
(
ЭПУ
)
и
по
-
гружных
электродвигателей
(
ПЭД
)
как
наиболее
ответственного
узла
ЭПУ
достиг
70%
и
более
[1].
Это
предопределяет
необхо
-
димость
разработки
инноваци
-
онных
подходов
к
применению
погружного
электрооборудова
-
ния
(
ПЭО
)
на
всех
этапах
его
жизненного
цикла
(
ЖЦ
)
для
сба
-
лансированного
решения
при
стратегическом
выборе
:
замена
старого
ПЭО
на
новое
или
полно
-
масштабный
ремонт
[2].
Решение
ключевых
задач
,
свя
-
занных
с
комплексным
обеспече
-
нием
надежности
электроснабже
-
ния
ЭПУ
и
ПЭД
на
экономически
обоснованном
уровне
произво
-
дится
с
помощью
современных
методов
и
средств
повышения
надежности
работы
[3, 4]
и
со
-
вершенствования
организации
эксплуатации
всей
системы
ПЭО
.
Они
в
значительной
мере
исполь
-
зуют
известные
подходы
на
осно
-
ве
математического
моделирова
-
ния
[5].
Построение
математических
моделей
в
теории
и
приложе
-
ниях
анализа
надежности
ЭТК
в
электрических
сетях
и
систе
-
мах
электроснабжения
(
ЭССЭ
)
производится
с
помощью
веро
-
ятностных
статистических
описа
-
ний
и
распределений
[6].
Надеж
-
ность
,
как
комплекс
технических
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
113
и
технологических
характеристик
ЭССЭ
,
характеризуют
факторы
:
повреждаемость
оборудования
(
поток
отказов
),
продолжитель
-
ность
бесперебойной
работы
(
на
-
работка
на
отказ
),
длительность
перерыва
питания
,
ущерб
от
пе
-
рерыва
питания
и
др
.
Поврежда
-
емость
определяется
выходом
из
строя
составляющих
основного
электрооборудования
(
ЭО
)
из
-
за
нарушений
регламентов
эксплуа
-
тации
,
некачественного
и
несво
-
евременного
технического
обслу
-
живания
и
ремонта
(
ТОиР
),
а
так
же
профилактики
,
некорректных
и
ошибочных
действий
обслужи
-
вающего
персонала
(«
человече
-
ский
фактор
»),
опасных
внешних
и
внутренних
физических
воздей
-
ствий
и
пр
. [7].
Получение
и
обработка
ста
-
тистической
информации
для
анализа
технического
состояния
НГДП
необходима
для
следующих
целей
:
во
-
первых
,
для
установле
-
ния
причины
технологического
на
-
рушения
или
отказа
,
устранения
этой
причины
и
недопущения
схо
-
жей
неисправности
при
дальней
-
шей
эксплуатации
[8];
во
-
вторых
,
для
оценки
причиненного
ущер
-
ба
,
связанного
с
простоем
обору
-
дования
и
затратами
на
восста
-
новление
и
ремонт
;
в
-
третьих
,
для
внесения
корректив
в
програм
-
мы
технического
обслуживания
и
ремонта
с
целью
исключения
часто
выявляемых
отказов
и
на
-
рушений
;
в
-
четвертых
,
для
опре
-
деления
наиболее
слабых
эле
-
ментов
конструкции
,
снижающих
ее
надежность
и
наиболее
не
-
благоприятных
режимов
работы
оборудования
;
в
-
пятых
,
для
уста
-
новления
научных
и
практических
требований
к
уровню
надежности
ЭПУ
и
ПЭД
,
разработанных
на
основании
статистики
нарушений
и
отказов
эксплуатируемого
обо
-
рудования
с
целью
определения
степени
риска
для
действующих
установок
.
Электротехнический
комплекс
электропогружных
установок
для
добычи
нефти
представляет
со
-
бой
комплекс
технологически
вза
-
и
мосвязанного
наземного
и
под
-
земного
оборудования
распреде
-
ления
и
передачи
электроэнергии
.
К
наземному
оборудованию
отно
-
сятся
:
комплектная
трансформа
-
торная
подстанция
(
КТП
),
станция
управления
,
повышающий
транс
-
форматор
,
кабельная
эстакада
,
клеммная
коробка
и
устьевая
арматура
[9].
Из
основных
узлов
подземного
оборудования
можно
выделить
:
погружной
электродви
-
гатель
,
гид
розащиту
ПЭД
,
уста
-
новку
электроцентробежного
на
-
соса
(
УЭЦН
),
погружной
кабель
.
Главной
задачей
исследования
,
выполненного
в
рамках
данной
работы
,
является
анализ
техни
-
ческого
состояния
ЭТК
ПЭО
сква
-
жины
,
основанный
на
изучении
и
систематизации
сведений
о
тех
-
нологических
нарушениях
.
Отка
-
зы
,
связанные
с
выходом
из
строя
наземного
оборудования
ЭТК
ПЭО
нефтедобычи
,
носят
част
-
ный
характер
,
являются
немного
-
численными
и
служат
следстви
-
ем
отказов
подземной
части
ЭПУ
[4, 6].
Поэтому
предметом
иссле
-
дования
служит
непосредственно
оборудование
подземной
части
ЭТК
ПЭО
,
отличающееся
высокой
степенью
аварийности
[1, 7, 10].
Информационной
базой
послу
-
жила
выборка
технологических
нарушений
,
связанных
с
выходом
из
строя
основных
узлов
ЭПУ
на
нефтяных
месторождениях
в
ус
-
ловиях
Поволжского
региона
на
предприятиях
АО
«
Самаранефте
-
газ
»
за
период
наблюдений
с
2013
по
2017
год
.
Нарушения
система
-
тизированы
по
группам
,
в
зависи
-
мости
от
отказавшего
элемента
ЭПУ
произведен
анализ
и
постро
-
ены
диаграммы
отказов
.
Конкретный
пример
диаграм
-
мы
,
представленный
на
рисун
-
ке
1,
наглядно
иллюстрирует
количественное
соотношение
отказов
основных
конструктив
-
ных
элементов
ЭПУ
.
Наибольшее
количество
технологических
на
-
рушений
приходится
на
электри
-
ческую
часть
ЭПУ
—
более
50%.
Данная
статистика
подтвержда
-
ет
информацию
из
технических
литературных
источников
,
что
наиболее
слабыми
элементами
системы
«
ЭПУ
–
скважина
»
яв
-
ляются
погружной
электродвига
-
тель
(22,70%
отказов
)
и
погруж
-
ной
кабель
(34,30%
отказов
) [1, 3,
11, 12].
Названные
диаграммы
позво
-
ляют
связать
временные
харак
-
теристики
отказов
и
детализацию
характера
повреждения
и
вызвав
-
ших
его
факторов
,
полученные
по
информационной
базе
,
с
типом
,
причинами
и
обстоятельствами
возникновения
отказов
для
каж
-
дого
из
элементов
ЭПУ
[13].
Из
-
за
большого
объема
факти
-
ческого
материала
в
данной
рабо
-
те
подробно
проанализированы
отказы
,
связанные
с
узлами
ЭПУ
,
отвечающими
за
передачу
,
рас
-
пределение
и
потребление
элек
-
троэнергии
—
ПКЛ
и
ПЭД
.
Для
более
информативного
представления
статистических
данных
и
детального
анализа
от
-
казов
,
целесообразно
ввести
по
-
нятие
средней
наработки
на
отказ
(
T
,
измеряется
в
сутках
),
которая
определяется
как
среднее
время
наработки
или
,
другими
словами
,
продолжительность
работы
эле
-
мента
между
отказами
[14,15].
0
10
20
30
40
%
Гидрозащита
Насосно-компрессорные трубы
Погружной электродвигатель
Газосепаратор
Насос
Прочее
Кабель
15,2
8,9
22,7
0,8
17,4
0,7
34,3
Рис
. 1.
Диаграмма
количества
отказов
с
распределением
по
элементам
конструкции
ЭПУ
(
все
значения
в
%)
№
4 (49) 2018
114
Средняя
наработка
на
отказ
рас
-
смотрена
за
2013–2017
годы
.
t
ОТР
T
= —, (1)
n
ОТК
где
t
ОТР
—
наработка
объекта
,
n
ОТК
—
число
отказов
.
На
рисунке
2
представлена
ди
-
аграмма
характера
повреждений
ПЭД
.
Причинами
и
сопутствующи
-
ми
обстоятельствами
выделен
-
ных
технологических
нарушений
ПЭД
являлись
:
–
сложные
условия
эксплуата
-
ции
при
наличии
разнородных
осложняющих
факторов
—
неоднородный
состав
и
свой
-
ства
пластовой
жидкости
в
сочетании
с
разнообразными
примесями
,
кривизна
ствола
,
солеотложения
[2,16]
и
т
.
п
.,
которые
приводят
к
засоре
-
нию
УЭЦН
,
перегрузке
ПЭД
и
от
казу
;
–
значительные
размеры
кон
-
струкции
в
сочетании
с
малым
поперечным
сечением
,
что
приводит
к
снижению
ее
жест
-
кости
;
–
большая
глубина
спуска
УЭЦН
по
вертикали
,
высокая
тем
-
пература
пластовой
жидкости
(
более
90
градусов
),
работа
ПЭД
с
нагрузками
,
близкими
или
превышающими
номи
-
нальные
[6],
приводят
к
пере
-
греву
и
отказу
;
–
нарушение
герметичности
сис
-
темы
«
кабель
–
ПЭД
–
гидро
за
-
щита
»;
–
коррозия
составных
элементов
УЭЦН
и
ПЭД
[3];
–
недостаточный
приток
по
при
-
чине
заведомого
спуска
ЭПУ
большего
типоразмера
,
чем
производительность
скважины
;
–
несоответствие
параметров
ПЭД
и
насоса
[17].
Из
рисунка
2
видно
,
что
ос
-
новную
долю
технологических
нарушений
составляют
:
электро
-
пробой
обмотки
в
пазу
статора
—
45%,
электропробой
токоввода
—
19,7%.
Невозможно
не
отметить
тот
факт
,
что
на
долю
некаче
-
ственного
ремонта
(5,4%)
и
нека
-
чественного
монтажа
(5,5%)
ПЭД
приходится
порядка
11%
от
обще
-
го
количества
повреждений
.
В
результате
длительной
экс
-
плуатации
наибольшее
количе
-
ство
повреждений
диагностирова
-
но
в
лобовых
частях
,
в
токовводе
или
в
пазу
обмотки
ПЭД
[13, 15, 18].
Повреждения
в
лобовых
частях
,
как
правило
,
возникают
в
резуль
-
тате
механических
повреждений
изоляции
при
намотке
или
сборке
электродвигателя
.
Также
к
про
-
бою
могут
привести
механические
включения
в
самой
изоляции
,
что
является
следствием
заводского
брака
или
низкого
качества
мате
-
риалов
.
Пробой
в
пазу
в
большей
степени
обусловлен
перегрузками
ПЭД
,
так
как
изоляция
в
пазу
под
-
вержена
резкому
перегреву
выше
предельных
температур
во
время
недопустимых
перегрузок
[19, 21].
Значительно
распространены
отказы
в
результате
коррозии
.
К
ним
следует
отнести
разруше
-
ние
пакета
ротора
и
статора
,
кре
-
пежа
, «
закипание
»
муфты
на
валу
ПЭД
[7, 22,23]
и
т
.
п
.
В
результате
коррозии
увеличивается
зазор
между
пакетом
ротора
и
статора
,
уменьшается
cos
φ
,
однако
при
этом
уменьшаются
механические
потери
на
трение
ротора
и
ток
при
нагрузке
может
не
измениться
.
На
основании
данных
эксплу
-
атации
ПЭД
за
2013–2017
годы
(
рисунок
3)
можно
обнаружить
отчетливую
тенденцию
посте
-
пенного
снижения
величины
на
-
0
10
20
30
40
50
Электропробой в пазу
Некачественный ремонт
Электропробой токовода
Электропробой в лобовой части
Коррозия корпуса ПЭД
Заводской брак
Механические примеси,
отложения солей
Негерметичность эксплуата-
ционной колонны
Перегрузка ПЭД
Некачественный монтаж
5,5
5,3
2,7
4,2
2,7
2,7
6,8
19,7
5,4
45
Рис
. 2.
Диаграмма
характера
повреждений
погружных
электродвигателей
(
все
значения
в
%)
Рис
. 3.
Наработка
на
отказ
ПЭД
в
АО
«
Самаранефтегаз
»
за
2013–2017
годы
(
все
значения
в
сутках
)
0
100
200
300
400
500
600
700
503,2
512,07
533,46
601,15
581,39
2013
2014
2015
2016
2017
После первого ремонта
До ремонта
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
115
ментов
системы
передачи
,
рас
-
пре
деления
и
потребления
электроэнергии
ЭТК
ЭПУ
на
ос
-
новании
сформированной
акту
-
альной
(2013–2017
годы
)
базы
данных
по
эксплуатации
по
-
гружного
электрооборудования
АО
«
Самаранефтегаз
».
На
ее
основе
,
как
обобщения
и
уточ
-
нения
накопленного
ранее
и
на
настоящий
момент
опыта
экс
-
плуатации
,
с
помощью
интел
-
лектуального
анализа
произве
-
дены
систематизация
и
оценка
текущего
состояния
парка
ПЭД
и
ПКЛ
,
а
также
определены
и
ранжированы
факторы
,
приво
-
дящие
к
технологическим
нару
-
шениям
.
Это
позволило
сформу
-
лировать
комплекс
технических
и
организационных
мероприятий
для
их
минимизации
.
2.
Результаты
выполненного
ана
-
лиза
технического
состояния
ЭПУ
нефтедобычи
показывают
,
что
большая
часть
отказов
при
-
ходится
на
невосстанавливае
-
мые
элементы
конструкции
,
ха
-
рактер
которых
стабилен
из
года
в
год
.
Данные
нарушения
возни
-
кают
вследствие
усталости
узлов
оборудования
и
существующими
недостатками
ТОиР
и
другими
организационными
и
технически
-
ми
причинами
несовершенства
подхода
к
организации
и
функци
-
онированию
процесса
производ
-
ства
.
Анализ
состояния
и
усло
-
вий
эксплуатации
ЭПУ
позволяет
определить
состав
организаци
-
онно
-
технических
мер
по
устра
-
нению
последствий
технологиче
-
ского
нарушения
и
рекомендаций
по
повышению
надежности
ЭПУ
и
ПЭД
в
целом
и
отдельных
их
элементов
в
частности
.
Позво
-
ляет
создать
исходную
базу
для
проведения
стохастического
ана
-
лиза
технологических
нарушений
на
оборудовании
нефтедобычи
.
3.
Используя
накопленный
опыт
эксплуатации
,
статистический
материал
по
отказам
ЭПУ
,
ПЭД
и
ПКЛ
в
АО
«
Самаранефтегаз
»,
обзор
и
анализ
технической
лите
-
ратуры
,
можно
выделить
основ
-
ные
тенденции
по
повышению
на
-
дежности
ЭТК
ПЭО
:
–
применение
деталей
и
узлов
ПЭД
с
равномерным
(
оптималь
-
ным
)
распределением
нагру
-
зок
(
тепловой
,
механической
0
10
20
30
40
50
60
Электропробой кабеля
Некачественный ремонт
Электропробой удлинителя
Заводской брак кабеля
Снижение сопротивления изоляции
Электропробой в сростке
Электропробой кабельной муфты
Механическое повреждение кабеля
%
3,9
10,5
4,6
21,1
1,6
7,8
2,8
47,7
Рис
. 4.
Диаграмма
характера
повреждений
погружного
кабеля
КПБП
(
все
значения
в
%)
0
50
100
150
200
250
300
241,29
210,7
186,91
237,64
263,58
2013
2014
2015
2016
2017
После первого ремонта
До ремонта
Рис
. 5.
Наработка
на
отказ
погружного
кабеля
марки
КПБП
3×16(3×25)
в
АО
«
Самаранефтегаз
»
за
2013–2017
годы
(
все
значения
в
сутках
)
работки
на
отказ
с
601
суток
до
503
суток
.
Данный
факт
напрямую
свидетельствует
о
значительном
износе
парка
ПЭД
и
уменьшению
их
остаточного
ресурса
,
что
при
-
водит
к
более
частым
капиталь
-
ным
ремонтам
оборудования
,
со
-
кращению
сроков
межремонтных
промежутков
.
Устранение
отказов
ПЭД
в
процессе
эксплуатации
яв
-
ляется
сложным
и
дорогим
про
-
цессом
,
который
включает
в
себя
дорогостоящие
работы
по
подъе
-
му
оборудования
,
экономические
убытки
от
простоя
рентабельной
скважины
и
ремонт
или
замену
от
-
казавшего
ПЭД
[24].
C
писок
технологических
нару
-
шений
на
кабельных
линиях
(
КЛ
)
ЭПУ
нефтедобычи
,
представлен
-
ный
на
рисунке
4
и
в
таблице
1,
не
охватывает
все
возможные
причи
-
ны
аварий
на
КЛ
,
однако
все
они
приводят
к
электрическому
про
-
бою
изоляции
элементов
погруж
-
ной
кабельной
системы
и
оста
-
нову
процесса
производства
[24].
Для
более
информативного
представления
о
продолжитель
-
ности
работы
между
отказами
рассматриваемого
элемента
(
КЛ
)
на
рисунке
5
представлена
нара
-
ботка
на
отказ
погружного
кабеля
марки
КПБП
3×16
и
КПБП
3×25
в
АО
«
Самаранефтегаз
»
за
2013–
2018
годы
.
ВЫВОДЫ
1.
Выполнен
анализ
техничес
-
ко
го
состояния
главных
эле
-
№
4 (49) 2018
116
и
электрической
),
применение
композитных
материалов
,
об
-
ладающих
повышенной
проч
-
ностью
с
улучшенными
свой
-
ствами
;
–
защита
от
коррозии
,
примене
-
ние
коррозионностойких
ма
-
териалов
,
антикоррозийных
по
-
крытий
в
элементах
конструк
-
ции
ПЭД
,
использование
ин
-
гибиторов
коррозии
и
матери
-
алов
с
низкой
электропровод
-
ностью
;
–
для
ПЭД
(
как
для
электри
че
-
ских
машин
)
насущной
задачей
является
разработка
изоляции
для
обмоточных
проводов
с
улучшенными
свойствами
,
способных
выдерживать
повы
-
шенные
значения
температур
в
совокупности
с
допустимыми
перегрузками
оборудования
и
компактными
размерами
(
кардинально
инновационны
-
ми
изменениями
в
данном
на
-
правлении
можно
считать
применение
эффекта
высоко
-
температурной
сверхпроводи
-
мости
,
что
позволяет
получить
совершенно
новые
свойства
оборудования
в
комплексе
с
компактными
размерами
);
–
инновационные
изменения
кон
-
струкции
ПЭД
:
использование
вентильного
привода
,
повыше
-
ние
частоты
вращения
до
3–6
тыс
.
об
/
мин
и
номинально
-
го
напряжения
,
схемные
и
па
-
раметрические
изменения
кон
-
струкций
и
др
.
Все
они
страте
-
гически
направлены
на
повы
-
шение
энер
гоэффективности
,
энерго
сбе
режения
и
увеличе
-
ния
межремонтных
промежут
-
ков
.
Основные
виды
отказов
погружных
кабелей
Вид
отказа
Вероятные
причины
отказа
Профилактика
отказа
Электропробой
в
сростке
Пробой
изоляции
и
плавление
жил
кабеля
в
месте
сростки
как
следствие
критических
токовых
нагрузок
,
брак
изготовления
сростки
,
механическое
поврежде
-
ние
кабеля
,
нарушение
изоляции
(
токопроводящей
жилы
).
Недопущение
электрических
нагрузок
на
ПКЛ
выше
допустимых
,
изготовление
ПКЛ
,
проведение
монтажа
и
спуска
УЭЦН
в
сква
-
жину
в
соответствии
с
требованиями
ло
-
кальных
нормативных
документов
(
ЛНД
).
Электропробой
кабеля
Скрытый
заводской
дефект
кабеля
,
нарушение
тех
-
нологии
ремонта
кабеля
(
несоответствие
времени
испытания
кабельной
линии
в
солевом
растворе
(
ми
-
нимум
5
минут
),
применение
кабеля
с
превышением
максимального
(5,5
лет
)
срока
эксплуатации
и
др
.).
Проведение
входного
контроля
и
ремонта
кабеля
в
полном
объеме
в
соответствии
с
требованиями
действующей
норматив
-
ной
технологической
документации
.
Электропробой
в
месте
механи
-
ческого
повреж
-
дения
Нарушение
технологии
проведения
спуско
-
подъемных
операций
(
СПО
)
монтажной
бригадой
,
повреждение
ПКЛ
при
изготовлении
,
транспортировке
или
монтаже
,
заводской
дефект
,
нарушение
технологии
ремонта
ка
-
беля
(
несоответствие
времени
испытания
кабельной
линии
в
солевом
растворе
(
минимум
5
минут
).
Проведение
всех
операций
с
кабельной
линией
(
проведение
входного
контроля
кабеля
,
изготовление
,
ремонт
,
транспор
-
тировка
,
монтаж
,
спуск
в
скважину
и
др
.)
в
соответствии
с
требованиями
ЛНД
.
Электропробой
кабельной
муф
-
ты
(
негерметич
-
ность
)
Муфта
негерметична
в
результате
перегрева
УЭЦН
/
воздействия
критических
нагрузок
на
электрочасть
,
заводской
дефект
удлинителя
,
брак
изготовления
уд
-
линителя
.
Недопущение
теплового
воздействия
и
на
-
грузок
на
электрочасть
выше
допустимых
,
проведение
входного
контроля
и
стендо
-
вых
испытаний
в
полном
объеме
и
в
соот
-
ветствии
с
требованиями
технологических
регламентирующих
документов
(
ТРД
).
Электропробой
кабельной
муф
-
ты
(
коррозия
)
Негерметичность
системы
«
кабель
–
ПЭД
»
в
резуль
-
тате
коррозии
корпуса
кабельной
муфты
,
несоблюде
-
ние
технологии
проведения
химических
обработок
,
длительная
эксплуатация
в
агрессивной
среде
.
Применение
ингибитора
коррозии
,
соблю
-
дение
технологии
проведения
солянокис
-
лотной
обработки
скважин
(
СКО
).
ЛИТЕРАТУРА
1.
Романов
В
.
С
.,
Гольдштейн
В
.
Г
.
Методы
динамического
совершенствования
повышения
энергоэффективности
и
надежности
погружных
электродвигателей
нефтедо
-
бычи
//
Динамика
систем
,
механизмов
и
машин
.
Дина
-
мика
электротехнических
комплексов
и
систем
, 2017,
№
3.
Т
. 5
С
. 96–100.
2.
Гирфанов
А
.
А
.,
Гольдштейн
В
.
Г
.,
Дадонов
Д
.
Н
.
Ана
-
лиз
эксплуатационной
надежности
ЭПУ
/
Сбор
.
докл
.
IX
Росс
.
научн
.-
техн
.
конф
.
по
электромагнитной
со
-
вместимости
технических
средств
и
электромагнит
-
ной
безопасности
ЭМС
-2006.
Санкт
-
Петербург
, 2006.
С
. 173–176.
3.
Бабаев
С
.
Г
.,
Габибов
И
.
А
.,
Меликов
Р
.
Х
.
Основы
теории
надежности
нефтепромыслового
оборудования
.
Баку
:
АГНА
, 2015. 400
с
.
4.
Мамедов
О
.
Г
.
Научные
основы
повышения
эксплуата
-
ционной
надежности
погружных
электродвигателей
:
монография
.
Баку
:
Изд
-
во
«
Элм
», 2010. 183
с
.
5.
Байков
И
.
Р
.,
Смородов
Е
.
А
.,
Ахмадуллин
К
.
Р
.
Методы
анализа
надежности
и
эффективности
систем
добычи
и
транспорта
углеводородного
сырья
.
М
.:
ООО
«
Недра
-
Бизнесцентр
», 2003. 275
с
.
6.
Перельман
О
.
М
.,
Пещеренко
С
.
Н
.,
Рабинович
А
.
И
.,
Слепченко
С
.
Д
.
Статистический
анализ
надежности
по
-
гружных
установок
в
реальных
условиях
эксплуатации
//
Надежность
и
сертификация
оборудования
для
неф
-
ти
и
газа
, 2003,
№
3.
С
. 28–34.
7.
Гирфанов
А
.
А
.,
Гольдштейн
В
.
Г
.,
Дадонов
Д
.
Н
.
К
во
-
просу
об
эксплуатационной
надежности
погружных
электродвигателей
предприятий
нефтедобычи
/
Сбор
.
докл
.
Международной
научн
.-
техн
.
конф
. «
Современ
-
ные
средства
защиты
электрических
сетей
предпри
-
ятий
нефти
и
газа
».
СПб
.:
ПЭИПК
, 2008.
С
. 84–90.
8.
Ивановский
В
.
Н
.,
Дарищев
В
.
И
.,
Сабиров
А
.
А
.
Оборудо
-
вание
для
добычи
нефти
и
газа
.
М
.:
ГУП
Изд
-
во
«
Нефть
и
газ
»
РГУ
нефти
и
газа
им
.
И
.
М
.
Губкина
, 2003. 296
с
.
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
117
9.
Нурбосынов
Д
.
Н
.,
Табачникова
Т
.
В
.,
Швецкова
Л
.
В
.
Повышение
эксплуатационно
-
энергетических
характе
-
ристик
электротехнического
комплекса
добывающей
скважины
при
добыче
вязкой
и
высоковязкой
нефти
//
Промышленная
энергетика
, 2015,
№
8.
С
.18–22.
10. Romanov V.S. The dynamic improvement methods of
energy ef
fi
ciency and reliability of oil production submersible
electric motors / V.S. Romanov, V.G. Goldstein : IOP Conf.
Series: Journal of Physics: Conf. Series. Volume 944,
№
012099, conf. 1, 2018.
11.
Бабурин
С
.
В
.,
Жуковский
В
.
Л
.,
Коржев
А
.
А
.,
Кривенко
А
.
В
.
Современные
методы
неразрушающего
контроля
и
диагностики
технического
состояния
электроприво
-
дов
горных
машин
//
Горное
оборудование
и
электро
-
механика
, 2009,
№
9.
С
. 34–38.
12.
Романов
В
.
С
.,
Гольдштейн
В
.
Г
.
Обзор
современного
со
-
стояния
погружных
электродвигателей
в
нефтедобыче
с
выработкой
рекомендаций
по
повышению
энергоэф
-
фективности
и
надежности
/ XII
Всероссийская
откры
-
тая
молодежная
научно
-
практическая
конференция
«
Диспетчеризация
и
управление
в
электроэнергетике
».
Казань
:
КГЭУ
, 2017.
С
. 139 –145.
13.
Ляпков
П
.
Д
.
Анализ
некоторых
особенностей
конструи
-
рования
и
эксплуатации
погружных
центробежных
элек
-
тронасосов
для
добычи
нефти
и
методика
расчета
их
рабочих
органов
:
дис
.
канд
.
техн
.
наук
.
М
:, 1955. 211
с
.
14.
Атнагулов
А
.
Р
.,
Ишемгужин
И
.
Е
.,
Зотов
А
.
Н
.,
Ишем
-
гужин
Е
.
И
.
Влияние
реактивного
крутящего
момента
на
усталостное
разрушение
сочленений
УЭЦН
для
добычи
нефти
//
Нефтегазовое
дело
, 2008.
Т
. 6,
№
1.
С
. 129–136.
15.
Нурбосынов
Д
.
Н
.,
Табачникова
Т
.
В
.,
Швецкова
Л
.
В
.,
Нурбосынов
Э
.
Д
.
Сравнительный
анализ
энергетиче
-
ских
эксплуатационных
параметров
электротехниче
-
ских
комплексов
добывающих
скважин
с
различными
видами
насосных
установок
//
Промышленная
энерге
-
тика
, 2013,
№
4.
С
. 35–37.
16. Bauer H., Langer G. Modelle und Stategien fur Prufungender
elektromagnetisehen Vertraglichkcit (EMV). Elektric, 1988,
№
11, pp. 409–415.
17.
Рабинович
А
.
И
.
Технология
энергосберегающей
добы
-
чи
нефти
с
использованием
погружных
электропривод
-
ных
центробежных
насосов
.
Анализ
проблем
и
пути
их
решения
.
Пермь
:
Изд
-
во
Перм
.
нац
.
исслед
.
политехн
.
ун
-
та
, 2017. 72
с
.
18.
Сушков
В
.
В
.,
Сухачев
И
.
С
.
Мероприятия
повышения
надежности
эксплуатации
УЭЦН
при
воздействиях
вну
-
тренних
и
внешних
перенапряжений
/
Культура
,
наука
,
образование
:
проблемы
и
перспективы
:
материалы
VI
международной
научно
-
практической
конференции
.
Отв
.
ред
.
А
.
В
.
Коричко
.
Нижневартовск
:
НВГУ
, 2016.
Том
2.
С
. 131–133.
19.
Ивановский
В
.
Н
.,
Дарищев
В
.
И
.,
Сабиров
А
.
А
.
Скважин
-
ные
насосные
установки
для
добычи
нефти
.
М
.:
ГУП
Изд
-
во
«
Нефть
и
газ
»
РГУ
нефти
и
газа
им
.
И
.
М
.
Губки
-
на
, 2002.
С
. 7.
20.
Ахмадуллин
Э
.
А
.
Прогноз
МРП
работы
УЭЦН
действу
-
ющего
фонда
скважин
в
условиях
проведения
интен
-
сификации
добычи
нефти
и
ГРП
//
Нефтепромысловое
дело
, 2002,
№
7.
С
. 38–41.
21.
Таджибаев
А
.
И
.
Научные
основы
систем
оценки
техни
-
ческого
состояния
электрооборудования
электротехни
-
ческих
комплексов
:
Дис
.
докт
.
техн
.
наук
: 05.09.03.
Са
-
мара
, 2006. 373
с
.
22.
В
rinner T.R., Bulmer J., Kellg. Lighting protection for
submergible oilwell pumps // 32-nd Annu. Petrol. And
Chem. Ind. Conf., Houston tex., Sept. 9–11, 1985. Rec.
Conf. P
ар
. New York. 1985.
23.
Ивановский
В
.
Н
.,
Дарищев
В
.
И
.,
Сабиров
А
.
А
.
Скважин
-
ные
насосные
установки
для
добычи
нефти
.
М
.:
ГУП
Изд
-
во
«
Нефть
и
газ
»
РГУ
нефти
и
газа
им
.
И
.
М
.
Губки
-
на
, 2002. 824
с
.
24.
Салахов
А
.
Х
.,
Гафаров
А
.
Р
.,
Мухамедьяров
Д
.
А
.
Обзор
современных
конструкций
погружных
электриче
-
ских
двигателей
,
эксплуатируемых
при
нефтедобыче
в
усло
виях
крайнего
севера
/
Секция
4.
Уфа
:
ТПУ
, 2015.
С
. 279–281.
25. Rodewald Arnold. A model for fast switching transients
in power systems. The near zone concept. IEEE Trans.
Electromagn. Compat., 1989, 31,
№
2, pp. 148–156.
REFERENCES
1. Romanov V.S., Goldstein V.G. Methods of dynamic im-
provement of energy ef
fi
ciency and reliability of submers-
ible electric motors of oil production // Dynamics of systems,
mechanisms and machines. Dynamics of electrotechnical
complexes and systems, 2017, No. 3, v. 5, pp. 96–100.
2. Girfanov A.A., Goldstein V.G., Dadonov D.N. Analysis of
the operational reliability of the ESP / Collection. doc. IX
Ross. scienti
fi
c-techn. Conf. on electromagnetic compat-
ibility of technical means and electromagnetic safety of
EMC-2006. St. Petersburg, 2006, pp. 173–176.
3. Babayev S.G., Gabibov I.A., Melikov R.H. Fundamentals of
the theory of reliability of oil
fi
eld equipment. Baku: AGNA,
2015. 400 p.
4. Mamedov O.G. Scienti
fi
c basis for increasing the opera-
tional reliability of submersible motors: monograph. Baku:
Elm Publishing House, 2010. 183 p.
5. Baikov I.R., Smorodov E.A., Ahmadullin K.R. Methods for
analyzing the reliability and ef
fi
ciency of hydrocarbon pro-
duction and transportation systems. M.: Ltd Nedra-Busi-
ness Center, 2003. 275 p.
6. Perelman O.M., Peshcherenko S.N., Rabinovich A.I., Slep-
chenko S.D. Statistical analysis of the reliability of sub-
mersible units under real operating conditions // Reliability
and certi
fi
cation of equipment for oil and gas, 2003, No. 3,
pp. 28–34.
7. Girfanov A.A., Goldstein V.G., Dadonov D.N. To the ques-
tion of the operational reliability of submersible electric
motors of oil production enterprises / Collection. doc. In-
ternational scienti
fi
c-technical. Conf. "Modern means of
protecting electric networks of oil and gas enterprises".
SPb.: PEIPK, 2008, pp. 84–90.
8. Ivanovskiy V.N., Darishchev V.I., Sabirov A.A. Equipment
for oil and gas production. Moscow: State Unitary Enter-
prise "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas
named after I.M. Gubkin, 2003, 296 p.
9. Nurbosynov D.N., Tabachnikova T.V., Shvetskova L.V.
Increase of operational and energy characteristics of the
electrotechnical complex of the production well in the pro-
duction of viscous and high viscosity oil // Industrial Energy,
2015, No. 8, pp.18–22.
10. Romanov V.S. The dynamic improvement methods of en-
ergy ef
fi
ciency and reliability of oil production submersible
electric motors / V.S. Romanov, V.G. Goldstein: IOP Conf.
Series: Journal of Physics: Conf. Series. Volume 944,
No. 012099, conf. 1, 2018.
11. Baburin S.V., Zhukovsky V.L., Korzhev A.A., Krivenko A.V.
Modern methods of nondestructive testing and diagnostics
of technical condition of electric drives of mining machines
// Mining equipment and electromechanics, 2009, No. 9,
pp. 34–38.
№
4 (49) 2018
118
12. Romanov V.S., Goldstein V.G. Review of the current state
of submersible electric motors in oil production with the
development of recommendations for improving energy
ef
fi
ciency and reliability / XII All-Russian Open Youth Sci-
enti
fi
c and Practical Conference "Dispatching and Manage-
ment in the Electric Power Industry". Kazan: KGEU, 2017,
pp. 139–145.
13. Lyapkov P.D. Analysis of some features of the design and
operation of submersible centrifugal pumps for oil produc-
tion and methods for calculating their working organs: dis.
cand. tech. sciences. M., 1955. 211 p.
14. Atnagulov A.R., Ishemuzhin I.E., Zotov A.N., Ishemgu-
zhin E.I. In
fl
uence of reactive torque on fatigue failure of
ESP joints for oil production // Oil and gas business, 2008,
v. 6, No. 1, pp. 129–136.
15. Nurbosynov D.N., Tabachnikova T.V., Shvetskova L.V.,
Nurbosynov E.D. A comparative analysis of the energy
performance parameters of electrotechnical complexes of
producing wells with various types of pumping units // In-
dustrial Energy, 2013, No. 4, pp. 35–37.
16. Bauer H., Langer G. Modelle und Stategien für Prüfungen-
der elektromagnetisehen Vertraglichkcit (EMV). Elektric,
1988, No. 11, pp. 409–415.
17. Rabinovich A.I. Technology of energy-saving oil production
using submersible electric drive centrifugal pumps. Analy-
sis of problems and ways to solve them. Perm: Publishing
house of Perm. nat. research polytechnic university, 2017.
72 p.
18. Sushkov V.V., Sukhachev I.S. Measures to improve the
reliability of ESP operation under the in
fl
uence of inter-
nal and external overvoltages / Culture, science, educa-
tion: problems and prospects: materials of the VI Interna-
tional Scienti
fi
c and Practical Conference / responsible
Editor A.V. Korichko. Nizhnevartovsk: NVNGU, 2016, v. 2,
pp. 131–133.
19. Ivanovskiy V.N., Darishchev V.I., Sabirov A.A. Downhole
pumping units for oil production. Moscow: State Unitary
Enterprise "Oil and Gas" Russian State University of Oil
and Gas named after I.M. Gubkin, 2002, p. 7.
20. Ahmadullin E.A. Forecast of the MCI of the ESP operation
of the operating well stock in the conditions of intensi
fi
ca-
tion of oil production and fracturing // Neftepromyslovoe
delo, 2002, No. 7, pp. 38–41.
21. Tadjibaev A.I. Scienti
fi
c foundations of systems of an esti-
mation of a technical condition of an electric equipment of
electrotechnical complexes: Dis .... cand. Doct. tech. Sci-
ences: 05.09.03. Samara, 2006. 373 p.
22. Brinner T.R., Bulmer J., Kellg. Lighting protection for sub-
mergible oilwell pumps // 32-nd Annu. Petrol. And Chem.
Ind. Conf., Houston tex., Sept. 9–11, 1985. Rec. Conf. Pop.
New York, 1985.
23. Ivanovskiy V.N., Darishchev V.I., Sabirov A.A. Downhole
pumping units for oil production. Moscow: State Unitary
Enterprise "Oil and Gas" Russian State University of Oil
and Gas named after I.M. Gubkin, 2002. 824 p.
24. Salakhov A.H., Gafarov A.R., Mukhamedyarov D.A. Survey
of modern designs of submersible electric motors used in
oil production in the extreme north / Section 4. Ufa: TPU,
2015, pp. 279–281.
25. Rodewald Arnold. A model for fast switching transients in
power systems. The near zone concept. IEEE Trans. Elec-
tromagn. Compat., 1989, 31, No. 2, pp. 148–156.
Федеральное государственное
бюджетное образовательное учреждение
высшего образования «Национальный
исследовательский университет «МЭИ»
17–19 октября 2018 года
проводит II Всероссийскую
научно-практическую конференцию
Приглашаем к участию
в конференции специ-
алистов в сфере корпоративного образования,
руководителей структурных подразделений
по управлению персоналом, представителей
образовательных органи заций, реализующих
образовательные программы подготовки спе-
циалистов для электро- и теплоэнергетики.
Генеральный информационный
партнер конференции — журнал
«Актуальные задачи и пути их решения в области
кадрового обеспечения электро- и теплоэнергетики»
По вопросам участия в конференции обращаться в оргкомитет к
Егоровой Людмиле Евгеньевне
Тел.:
(495) 362-77-17
E-mail:
Сайт конференции:
http://energokadry.mpei.ru
На конференцию выносятся вопросы:
•
подготовки кадров для цифровой энергетики;
•
организации эффективного взаимодействия
работодателей и академического сообщества
в профессиональном образовании;
•
качества профессионального образования;
•
профессионально-общественной аккредитации;
•
независимой оценки квалификаций.
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
Оригинал статьи: Анализ технического состояния элементов передачи и потребления электроэнергии электротехнического комплекса электропогружных установок нефтедобычи
Состояние и уровень качества эксплуатации электротехнического комплекса погружного электрооборудования нефтяных месторождений напрямую зависит от безаварийной и надежной работы составляющих элементов оборудования скважины, в особенности систем передачи, распределения и потребления электроэнергии, основными из них являются погружные электродвигатели (ПЭД) и погружная кабельная линия (ПКЛ). Погружное электрооборудование (ПЭО) нефтедобычи, в том числе ПЭД и ПКЛ при эксплуатации подвержены влиянию обширного количества внешних факторов и воздействий, их эксплуатация сопряжена с разнообразными режимами работы. Для получения сведений об их техническом состоянии используют данные статистики отказов эксплуатации. Можно утверждать, что этот метод анализа состояния объекта является наиболее приемлемым для получения, описания и выражения в количественном эквиваленте показателей надежности ПЭО. Для полного представления о текущем состоянии парка ПЭО, в том числе ПЭД и ПКЛ в статье приведены результаты статистического анализа его аварийности. На текущий момент произведен сбор и анализ данных по технологическим нарушениям на предприятиях нефтедобычи с выработкой рекомендаций по повышению надежности электротехнического комплекса ПЭО нефтедобычи.
