Организация диагностирования погружных электроустановок нефтедобычи и их элементов

124

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

настоящее время в нефтедо

бывающей промышленности

особое значение приобретает

проблема повышения эффек

тивного использования скважинного

оборудования и резкого сокращения

расходов на его эксплуатацию. При

этом вопрос обеспечения надежности

нефтепромыслового оборудования яв

ляется одним из центральных.

При эксплуатации нефтяных ме

сторождений механизированным спо

собом основной объем добываемой

нефти приходится на погружные элек

троустановки (ПЭУ), представляющие

собой сложный электрогидравлический

агрегат, погружная часть которого —

электроцентробежный насос (ЭЦН),

погружной электродвигатель (ПЭД),

гидрозащита и силовой кабель — опу

скается в скважину на колонне насо

сно-компрессорных труб (КНКТ), а на

земную часть составляют станция

управления и трансформатор. При

средних и больших отборах скважин

ной жидкости (100÷150 м

/сут. и более)

ПЭУ — наиболее экономичный и наи

менее трудоемкий по обслуживанию

вид оборудования для добычи нефти

[1]. Состав основных элементов ПЭУ,

качественно определяющих его экс

плуатационные характеристики, пред

ставлен на рисунке 1.

В 2020 году в странах СНГ с помо

щью ПЭУ эксплуатировалось более

47 000 нефтяных скважин, добыва

ющих в сумме половину всей нефти

и более 60% жидкости. Поэтому со

вершенствование организации эксплу

атации ПЭУ оказывает существенное

влияние на эффективность добычи

нефти. Следует отметить, что несмо

тря на улучшение качества эксплуата

ции скважин, оно еще не соответству

ет требуемому уровню.

В связи с этим имеют место много

численные отказы и аварии ПЭУ, ког

да установка обрывается и падает

в скважину, так называемые «полеты»

ПЭУ. Любой отказ погружного обо

рудования вызывает необходимость

проведения подземного ремонта, про

должительность которого может до

стигать нескольких суток, затраты на

его проведение нередко сопоставимы

со стоимостью электронасосного обо

рудования, а потери нефти из-за про

стоя скважины в денежном выражении

кратно его превосходят [2].

Так, для поддержания фонда сква

жин, оборудованных ПЭУ, в работо

способном состоянии ПАО АНК «Баш

нефть» в 2021 году затратило

21 млн руб., а из-за простоев скважин

недополучено 900 тыс. тонн нефти.

По данным ОАО «Нижневартовск-

нефтегаз», в 2021 году было выпол

нено 4365 ремонтов КРС на сумму

250 млн руб., то есть 45,1% от всех за

трат на капитальный ремонт скважин.

Романов В.С.,

к.т.н., доцент кафедры

«Электроснабжение

и электротехника»

ФБГОУ ВО «Тольяттинский

государственный

университет», старший

научный сотрудник отдела

типового проектирования

и стандартизации

ООО «СамараНИПИнефть»

Гольдштейн В.Г.,

д.т.н., профессор кафедры

«Автоматизированные

электроэнергетические

системы» ФГБОУ ВПО

«СамГТУ»

Самолина О.В.,

к.т.н., доцент кафедры

«Электроснабжение

и электротехника»

ФБГОУ ВО «Тольяттинский

государственный

университет»

Организация диагностирования

погружных электроустановок

нефтедобычи и их элементов

УДК 621.313.17

Рассматривается алгоритм организации диагностирования погружного оборудования

(ПЭО) в предприятиях нефтедобычи (ПН) с помощью виброакустической диагностики. По

сложности и глубине решаемых задач предложены три взаимосвязанных уровня прове-

дения диагностики погружного оборудования. Составлена и проанализирована база ава-

рийности для погружных электроустановок (ПЭУ) в Поволжском регионе. Оценено влия-

ние каждого технологического нарушения в общей цепочке отказов, которые являются

результатом комплекса внешних и внутренних процессов, в которых участвуют объекты

ПЭУ. При этом и внешние эксплуатационные физические воздействия, и внутренние про-

цессы (прежде всего, старение и эксплуатационные нарушения) по отдельности и чаще

всего совместно в различных сочетаниях тем или иным образом уменьшают возможности

конкретного объекта ПЭУ противостоять выработке его внутренних ресурсов. Описанная

методология позволяет выявить такие свойства отказа ПЭУ, как степень хаотичности само-

го процесса, что недоступно при обычном представлении в режиме реального времени.

Ключевые слова:

прогноз, риск, погружное

электрооборудование,

нефтедобыча, отказы,

аварийная статистика, базы

данных, диагностирования

оборудования

125

В ОАО «Укрнафта» (фонд скважин с ПЭУ в 2021 году

составил 227) в 2021 году было выполнено 27 текущих

ремонтов общей стоимостью более 155 млн руб. [3].

Наиболее дорогостоящими являются затраты по

ликвидации аварий, вызванных падением ПЭУ на за

бой скважин. По данным Минэнерго [4], в 2021 году

произошло 1022 «полета» ПЭУ ПАО «Сургутнеф

тегаз», то есть в районе Западной Сибири. По дан

ным ПАО «Сургутнефтегаз», стоимость одного ка

питального ремонта с извлечением ПЭУ или ее

частей из забоя составляет от 200 до 250 тыс. руб.

В среднем из 10 скважин, поставленных на капи

тальный ремонт после «полета» ПЭУ на забой, как

правило, одну приходится списывать из-за полного

перекрытия зон перфорации. Стоимость строитель

ства одной скважины в условиях Западной Сибири

составляла примерно 900 тыс. руб., следовательно,

дневная стоимость каждой подобной аварии в этом

регионе обходилась от 70 до 80 тыс. руб. (в ценах до

2020 года). На рисунке 2 приведена статистика отка

зов по основным элементам конструкции ПЭУ в По

волжском нефтедобывающем регионе за период на

блюдений 2018–2022 годов.

Авторами работы произведена сборка и деталь

ный анализ дефектов, возникающих при эксплуата

ции ПЭУ, их последствий и взаимосвязи между со

бой. Оценено комплексное влияние каждого отказа

в совокупности на работоспособность всей системы

и, в частности, на смежные узлы. В результате по

строено дерево дефектов или, другими словами, ди

аграмма причинно-следственных связей К. Исикавы

(англ. Cause and Effect Diagram), которая представ

лена на рисунке 3 и реализована в виде структурной

схемы отказов ПЭУ.

В связи с этим актуальной является задача повы

шения безотказности ПЭУ, то есть увеличения вре

мени ее безотказной работы. Безотказность системы

«ПЭУ-скважина» в нефтедобывающей промышлен

ности оценивается величиной среднего межремонт

ного периода (МРП). В известных работах [2–5]

решение вопросов повышения надежности и эффек

тивности эксплуатации ПЭУ формулируется в основ

ном в следующем виде:

– классификация отказов по группам;

– формирование законов распределения отказов;

– определение интенсивности отказов и наработки

на отказ;

Составные узлы ПЭУ

Функции узлов ПЭУ

Гидрозащита

Предназначен для удержания столба жидкости в НКТ и исключения обратного вращения рото

ра погружного агрегата после остановок насоса в процессе эксплуатации

Предназначен для откачки пластовой жидкости нефтяных скважин. Поставляются в габаритах

5 (92 мм), 5А (103 мм), 6 (114 мм) и 6Б (130 мм)

Предназначена для предохранения внутренней полости ПЭД от попадания пластовой жидко

сти, а также компенсации температурных изменений объема масла

Клапан спускной

Предназначен для слива пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ)

перед подъемом УЭЦН

Предназначена для подачи электрической энергии к погружным электродвигателям установок

добычи нефти и перекачки жидкости

Предназначен для уменьшения влияния свободного газа в пластовой жидкости на работу

УЭЦН, устанавливаются на входе в насос вместо входных модулей

Предназначен для работы в качестве привода УЭЦН для откачки пластовой жидкости из не

фтяных скважин, изготавливаемых в обычном и теплостойком исполнении. ПЭД в габарите

103,117 и 130 мм имеют конструктивное исполнение одно-, двух-и трехсекционное. Разделя

ются асинхронные, вентильные и электродвигатели с повышенным напряжением

Предназначен для получения информации о параметрах ЭПУ и окружающей среды, в которой

работает установка. Погружной датчик телеметрии должен быть оснащен: датчиком темпера

туры (С), датчиком давления (атм.), датчиком вибрации (мм/с)

Кабельная линия

Электроцентробежный

насос (ЭЦН)

Клапан обратный

Газосепаратор

Погружной

электродвигатель (ПЭД)

Погружной датчик

телеметрии

Рис. 1. Состав и функции основных узлов ПЭУ

0,80% 0,70%

34,30%

8,90%

15,20%

17,40%

22,70%

Рис. 2. Распределение отказов по элементам ПЭУ

№ 6 (75) 2022

126

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

От

сут

ствие

«зв

ез

ды»

К.З. об

мо

тки

ЭД

По

ле

(рас

членение

уз

ла)

Клин

Повре

ждение

из

оляции

при СПО

Перегрев,

те

чь

и плав

ление

удлинит

еля

Пробой

об

мо

тки

ст

ат

ора

Рас

членение

по НКТ

Рас

членение

по ЭЦН

Нек

ачеств

енная

эк

сплу

ат

ация

УЭЦН

Ст

арение

из

оляции ПЭ

Нек

ачеств

енный

ремонт

ЭД

Попадание

атм. осадк

ов

в ПЭ

при монт

аже

Низк

ое

ка

честв

ре

зьбы

Брак сборки

ЭЦН

Наличие

пост

оронних

пре

дме

тов

Нар

ушение

ск

орости

спу

ск

Нек

ачеств

енный

выв

од в ремонт У

ЭЦН

Зав

одск

ой

брак ПЭ

Износ НКТ

Износ

обор

удов

ания

Повре

ждение

сростк

а к

аб

еля

при СПО

Применение

нек

ачеств

енног

масла

Перекр

ут

удлинит

еля

каб

еля

Перегрев

ЭД

Нар

ушение

герме

тичности

ток

овв

ода

Слаб

ая

за

тяжк

а НКТ

Слаб

ая за

тяжк

ре

зьбовых

сое

динений

Нек

ачеств

ен

ный монт

аж

(«к

аб

ель»-

«ПЭ

Д»)

Нес

об

лю

дение

рег

ламент

по выв

оду

УЭЦН

Повышенная

вибрация

Сл

ом в

ала

(шлиц

ев

ой

уф

ты)

Сопро

тив

ление

вращ

ению

вала

ЭЦН

ех

анические

примеси

Со

ле-

от

ло

жения

Кривизна

в з

оне по

дв

ески

УЭЦН

Нек

ачеств

енная

сборк

а нас

оса

Вибрация

Динамические

удары

Нар

ушение

герм

етичности

торц

евых

уп

ло

тнений

Брак

по

дбора

УЭЦН

Вибрация

Отк

аз

ЗУ

Снижение

из

оляции ме

жду

жилам

и з

ем

лей

лек

трическ

ая

причина

(

= 0)

Те

хно

логическ

ая

причина

(не

по

да

чи)

Рис. 3. Ст

рук

урная с

хе

ма отка

зов ПЭУ

127

– формирование модели прогнозирования безот

казности ПЭУ.

При этом определяется величина МРП, на осно

вании которой разрабатывается система планово-

предупредительных работ (ППР), технического об

служивания и ремонта ПЭУ, в соответствии с которой

большинство операций по обслуживанию и ремонту

ПЭУ выполняются с утвержденной периодичностью

и объемом работ. Нормативы периодичности техни

ческого обслуживания устанавливаются исходя из

опыта эксплуатации ПЭУ и средних групповых пока

зателей элементов, наиболее подверженных износу.

ППР существенно уменьшают вероятность отка

за ПЭУ, однако не гарантируют ее безаварийность

в МРП. Тем более, что вероятность выхода из строя

ПЭУ при этом увеличивается за счет перебора эле

ментов ее узлов в процессе ремонта, что нарушает

приработку элементов и вносит новые непредвиден

ные дефекты: перекосы осей, люфты и прочие [6].

Помимо аварий по указанным причинам, име

ется так же дополнительный экономический ущерб

из-за периодических профилактических ремонтов

узлов некоторых ПЭУ, время безаварийной работы

которых значительно превышает назначенное вре

мя профилактического ремонта. Таким образом,

жесткая регламентация ППР часто не согласуется

с действительным состоянием и особенностью кон

кретной ПЭУ, а также не учитывает условия ее экс

плуатации [6].

Конкретная ПЭУ отличается от среднестати

стической, так же, как и каждая электронасосная

скважина, является объектом с неповторимой ком

бинацией параметров, что и приводит к разной про

должительности нормального функционирования.

Поэтому для одних ПЭУ сроки ППР оказываются

чрезмерными, и они выходят из строя, а для других

этот срок мал, и возникает необходимость их не

нормативного профилактического ремонта, когда

по установленному текущему регламенту в этом

еще нет необходимости.

Практика показывает, что как бы ни была гибка

система ППР, она не может удовлетворять всем ва

риациям условий эксплуатации ПЭУ, тем более, что

ремонт установок, в том числе и капитальный, про

водится в основном не по графику ППР, а после на

ступления отказа или «полета» ПЭУ. Поэтому для

оптимального использования ресурса, заложенного

в установке, необходимо учитывать ее индивидуаль

ное состояние и проводить ремонт по фактической

потребности.

Отсюда первостепенное значение приобретает

задача определения фактического состояния ПЭУ

в процессе эксплуатации с целью установления при

годности установки для дальнейшей работы, необ

ходимости технического обслуживания и ремонта.

Переход к системе обслуживания по фактическому

состоянию позволит исключить ряд дефектов и сни

зить эксплуатационные расходы [7, 8].

Мероприятия по переходу на систему обслужи

вания по фактическому состоянию предусматрива

ют внедрение методов и средств диагностирования

ПЭУ в межремонтный период, а также постоянное

изучение характера и причин всех видов дефектов

и отказов элементов и узлов ПЭУ.

Решение проблемы определения фактического

состояния ПЭУ в процессе ее эксплуатации, обеспе

чивающего повышение надежности ПЭУ, неразрыв

но связано и реализуется с помощью технической

диагностики. К сожалению, работы в направлении

решения этой проблемы как в теоретическом, так

и в практическом плане реализуются, в основном,

эпизодически.

Это можно объяснить как уникальностью самого

объекта диагностирования, не имеющего аналогов,

так и отсутствием опыта работы с объектами такого

класса. Известные работы [2, 4] решают, в основном,

частную задачу диагностирования ПЭУ или ее от

дельных узлов на стадии стендовых испытаний по

сле ремонта.

Между тем назрела необходимость в разработ

ке методов и технических средств диагностирова

ния ПЭУ, базирующихся на современных методо

логических принципах. В настоящей работе авторы

предпринимают попытку реализации технического

диагностирования в соответствии с широко рас

пространенным в настоящее время в различных

отраслях промышленности подходом, связанным

с исключением субъективной оценки состояния объ

екта. Необходимой составляющей такого решения

является формирование диагноза технического со

стояния ПЭУ с помощью различных методов диагно

стики и реализующих его специальных технических

средств. Вследствие специфики самого объекта диа

гностирования и условий его эксплуатации различны

и подходы к этой проблеме [9].

Применительно к ПЭУ можно констатировать два

основных направления диагностики: по совокупно

сти параметров и по параметрам вибрации. Первое

предусматривает оценивание состояния ПЭУ по па

раметрам ее выходных рабочих процессов, а вто

рое — по параметрам виброакустического процесса,

сопровождающего работу ПЭУ.

К сожалению, в настоящее время проблема выбо

ра диагностических признаков не имеет корректного

теоретического решения, как и получение информа

ции о диагностических параметрах системы, исходя

из ее конструктивных особенностей и специфиче

ских условий эксплуатации. Последнее представля

ет довольно сложную техническую задачу, базирую

щуюся на известных в настоящее время средствах

контроля технического состояния системы:

– параметрах ПЭУ, оказывающих непосредствен

ное влияние на изменение состояния системы

(температуре ПЭД, крутящем моменте на валу

ПЭУ и т.п.);

– характеристиках скважины, пласта и добываемой

жидкости, оказывающих влияние на изменение

параметров ПЭУ и через них на ее состояние (ди

намическом уровне, дебите, температуре жидко

сти и т.п.);

– защите ПЭУ.

С точки зрения получения информации о диагно

стических параметрах при их прямых измерениях

важнейшей составляющей являются каналы связи.

№ 6 (75) 2022

128

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

При использовании скважинных (глубинных) прибо

ров контроля состояния ПЭУ используют силовой

(токоподводящий) кабель или отдельный кабель,

прокладываемый вдоль колонны НКТ.

Наибольшее практическое значение имеет схе

ма, в которой глубинное устройство встроено в ПЭД

или установлено на выходе насоса, а в качестве

линии связи для передачи сигналов на устье сква

жины используют силовой кабель ПЭД. Основная

трудность в использовании канала связи с силовым

кабелем состоит в разработке схемы присоединения

глубинной аппаратуры к силовой сети, при которой

не снижались бы параметры изоляции ПЭД, кабеля

ПЭУ. Технические средства контроля, использующие

силовой кабель, достаточно сложны в изготовлении

и эксплуатации, что обусловлено спецификой рабо

ты ПЭУ, и обладают низкой надежностью.

Состояние ПЭУ в процессе эксплуатации можно

определить по спектральным составляющим слож

ного колебательного процесса, основываясь на сле

дующих факторах:

– вибрация является естественным явлением для

ПЭУ даже при ее наилучшем состоянии по при

чине конструктивных особенностей [10];

– невозможно изготовить узлы ПЭУ и собрать ПЭУ,

не имеющую вибрации (всегда есть уровень ви

брации, который можно рассматривать как нор

мальный [7]);

– увеличение вибрации свыше нормального уровня

свидетельствует о наличии механического дефек

та [9];

– каждый механический дефект вызывает возник

новение вибрации своим особым путем.

Поскольку вибрационные процессы относятся

к быстропротекающим, их измерение при помощи

скважинных устройств с последующей передачей

результатов измерения по силовому каналу, вслед

ствие как специфики самого процесса, так и особен

ностей канала связи, является сложной технической

задачей. В связи с этим особый интерес представля

ет механический канал связи — колонна НКТ, кото

рый может использоваться для передачи колебаний,

несущих информацию о состоянии ПЭУ с забоя сква

жины до ее устья.

В методологическом плане задачу диагностиро

вания системы можно разделить на две взаимосвя

занные задачи:

‒ диагностирование ПЭУ на стадии входного кон

троля и (или) ремонта (стендовое диагностирова

ние);

‒ диагностирование системы в процессе использо

вания (рабочее диагностирование).

Такое разделение диагностирования в опреде

ленной степени условно, так как оценка состояния

системы является и оценкой технического совершен

ства конструкции ПЭУ в данный момент времени, но

в то же время оно является необходимым.

Это обусловлено отсутствием в настоящее время

нормативно-технических документов (государствен

ных и отраслевых стандартов, стандартов предпри

ятий, положений, методик и др.), которые регламен

тировали бы допустимые уровни вибрации ПЭУ и ее

узлов, требования к порядку создания и отработки

систем диагностирования ПЭУ перед отправкой на

нефтепромысел, требования к видам и программам

их испытаний в стендовых условиях и др., а также

сами технические средства диагностирования.

В связи с этим невозможно определить состояние

ПЭУ до спуска ее в скважину, по отношению к кото

рому в процессе использования и следует проводить

диагностирование системы. В то же время при стен

довом и рабочем диагностировании возможности ре

ализации решений различны. Для первого, как пра

вило, нет ограничений на время принятия решений.

Для достижения объективного, обоснованного выбо

ра решений могут быть использованы различные ме

тоды и средства, определяющие высокую точность.

В большинстве случаев не накладываются огра

ничения на массовые и габаритные показатели

устройств измерения и регистрации, их стоимость

и т.д. Для рабочего диагностирования характерна

необходимость довольно быстрого установления

диагноза надежными, но простыми и недорогостоя

щими средствами [11]. При этом, чаще всего на мас

су, габариты и стоимость средств диагностирования

накладываются некоторые ограничения.

По сложности и глубине решаемых задач с учетом

технической необходимости, оснащенности средства

ми диагностирования, сложности и объема исследо

вательских и организационных работ диагностирова

ние системы следует разделить на три уровня.

Первый уровень — проверка состояния ПЭУ. Ре

шение основной задачи на этом уровне заключается

в отнесении состояния узлов установки (ПЭД, ЭЦН,

самой ПЭУ) или системы к одному из заранее уста

новленных. Диагноз на этом уровне устанавливается

сопоставлением измеренных параметров с рекомен

дуемыми допустимыми уровнями вибрации, харак

теризующими то или иное состояние ПЭУ, ее узлов

или системы.

Второй уровень предполагает обнаружение де

фектов элементов и узлов ПЭУ. По результатам из

мерений идентифицируются дефекты, дается их ка

чественная оценка по диагностическим параметрам

вибросигналов с привлечением других диагностиче

ских признаков [12].

Третий уровень — прогнозирование состояния сис-

темы. Основная задача диагностирования на этом

уровне заключается в определении времени безот

казной работы системы.

С учетом разделения диагностирования системы

на стендовое и рабочее, первый уровень является

общим для них. Применительно к стендовому диа

гностированию на первом уровне должны решаться

следующие задачи:

– исследование состояния ПЭУ и ее узлов, включа

ющее детальное их изучение с целью выявления

наиболее уязвимых мест (выявление источников

вибраций и наиболее виброактивных элементов,

определение спектра частот, генерируемых эле

ментами узлов ПЭУ и др.);

– выбор или разработка необходимых средств из

мерения параметров вибрации и мест располо

жения вибродатчиков на узлах ПЭУ;

129

– локализация источника повышенной вибрации;

– обоснование выбора критерия оценки состояния

ПЭУ и ее узлов и нормирование их численных

значений.

При рабочем диагностировании на первом уровне

решаются аналогичные задачи с учетом специфики

процесса использования, то есть вибродатчики не

могут располагаться в наиболее информативных ме

стах системы, только лишь на КНКТ вблизи от устья

скважины. Отметим, что по этой же причине система

не подлежит второму уровню диагностирования.

Нормирование численных значений уровня ви

брации должно проводиться для однотипных ПЭУ

с учетом компоновки КНКТ, условий эксплуатации

и конструкции ствола скважины, то есть передаточной

функции канала связи, а также «истории» скважины.

Стендовое диагностирование второго уровня ре

шает следующие задачи:

– определение динамических характеристик ПЭУ

и ее узлов в целях построения диагностических

моделей;

– синтез совокупности диагностических признаков,

чувствительных к изменению параметров состо

яния и установления их пороговых значений по

исходной информации о виброакустических пара

метрах и результатах обработки, увеличивающих

отношение «сигнал/помеха»;

– разработка алгоритмов определения состояния

узлов ПЭУ и установки в сборе.

Стендовое диагностирование применительно к тре

тьему уровню теряет смысл, так как по результатам

первого и второго уровней диагностирования узлы

ПЭУ, состояние которых не соответствует требуемым

нормам, отправляются на стенд разборки с последую

щей заменой или ремонтом отказавших элементов.

В отношении рабочего диагностирования систе

мы на третьем уровне предполагается разработка

методов прогнозирования работоспособного состо

яния на заданное время ее использования. Однако

выявление и определение уровня работоспособного

состояния системы, ниже которого использование

недопустимо, осложняется следующими обстоятель

ствами:

– отсутствием аналитических или расчетно-экспе

риментальных методов определения предельно

го состояния системы;

– наличием сложных функциональных связей меж

ду элементами системы;

– необходимостью оценивания предельных состоя

ний системы по интегральному показателю, учи

тывающему износ подшипников, втулок, рабочих

колес, опорных шайб и др. в процессе использо

вания, так как прямые измерения величин износа

указанных элементов после разборки ПЭУ в стен

довых условиях не обеспечивают достоверных

результатов. Вследствие этого возникают трудно

сти определения допустимой, эквивалентной со

стоянию, величины прогнозируемого параметра.

Поскольку рассматриваемая система — слож

ный объект диагностирования, включающий боль

шое число разнородных узлов, работающих на

основе разных физических принципов действия

с большим числом параметров, определяющих их

состояние, в качестве прогнозируемых необходимо

выбирать независимые обобщенные параметры,

отображающие состояние нескольких взаимосвя

занных узлов системы, каждому из которых свой

ственны свои характерные физические процессы

накопления дефектов.

На работу системы оказывает влияние широкий

спектр эксплуатационных воздействий, связанных со

спецификой системы. Они могут явиться причиной

резких скачков и кратковременных изменений, про

гнозируемых параметров (выбросов), иногда с пре

вышением предельно допустимых значений.

Таким образом, процессы изменения прогнозиру

емых параметров могут рассматриваться как неста

ционарные, случайные, с априорно неизвестными

статистическими свойствами (законами распределе

ния, корреляционными свойствами и т.д.) и структур

ными характеристиками, определяемыми наличием

или отсутствием обратимых или необратимых изме

нений, скачков, выбросов и т.д. [5, 7].

Трудность систематического изучения физиче

ских процессов, предшествующих возникновению

(в частности П-отказов системы), зависит от боль

шого числа как случайных, так и неслучайных фак

торов. Указанные особенности системы затрудняют

при решении задачи прогнозирования использование

математического описания происходящих в ней про

цессов и исключают возможность построения единой

универсальной математической модели. Исходя из

этого, роль третьего уровня диагностирования заклю

чается в установлении границ и условий, в которых

допускается протекание процесса изменения прогно

зируемых параметров, обнаружении и прогнозе выхо

да параметров процесса за установленные границы,

а также уточнении и изменении границ по мере полу

чения дополнительной информации о процессе.

Используя упрощенные математические модели

колебаний системы и результаты ее многочисленных

целенаправленно проведенных экспериментальных

исследований, получают информацию о прогнозиру

емом параметре. На ее основе оценивают состояние

системы с учетом типоразмеров ПЭУ и компоновок

КНКТ. Кроме того, используя статистику отказов ПЭУ

по определенному НГДУ и результаты первого уров

ня диагностирования, проводят коррекцию матема

тических моделей системы и прогнозируемых пара

метров.

ВЫВОДЫ

1. Сформулированы три уровня диагностирования

системы ПЭУ по сложности и глубине решаемых

задач с учетом технической необходимости, осна

щенности средствами диагностирования, а также

исследовательских и организационных работ. Пред

ставлен детальный анализ процессов стендового

и рабочего диагностирования оборудования ПЭО.

2. Определены средства контроля технического со

стояния ПЭУ, формально определяющие общее

техническое состояние установки в зависимости

от воздействия эксплуатационных физических

воздействий.

№ 6 (75) 2022

130

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

3. Представлены характерные определения вибра

ции в ПЭУ. Констатируется, что вибрация являет

ся естественным явлением для ПЭУ даже при ее

наилучшем состоянии по причине конструктивных

особенностей. Невозможно изготовить узлы ПЭУ

и собрать ПЭУ, не имеющую вибрации. Представ

лен детальный механизм получения достоверных

данных виброакустической диагностики состояния

ПЭО.

4. Дано определение уровня работоспособного состоя

ния ПЭО, ниже которого использование недопустимо,

ввиду наличия комплекса осложняющих факторов —

отсутствия аналитических или расчетно-эксперимен

тальных методов определения предельного состо

яния системы, наличия сложных функциональных

связей между элементами системы, необходимости

оценивания предельных состояний системы по инте

гральному показателю, учитывающему износ.

ЛИТЕРАТУРА
1. Кожин А.Г., Соловьев И.Г. Анализ фак

торов, влияющих на износ погружно

го электрооборудования // Вестник

кибернетики, 2006, № 5. С. 3–9.

2. Романов В.С. Повышение эксплуата

ционной эффективности электротех

нических комплексов нефтедобычи

с погружными электродвигателями:

Дис. … канд. техн. наук. Самара: Са

мар. гос. техн. ун-т, 2019. 87 с.

3. Фархадзаде Э.М., Фарзалиев Ю.З.,

Мурадалиев А.З., Исмаилова С.М.

Методы и алгоритмы сравнения

и ранжирования надежности и эко

номичности работы объектов элек

троэнергетических систем // Элек

тричество, 2017, № 8. С. 4–13.

4. Мельниченко В.Е. Подходы к опре

делению надежности УЭЦН // Буре

ние и нефть, 2017, № 02. С. 35–42.

5. Романов В.С., Гольдштейн В.Г., Ва

сильева Н.С. Разработка методики

оценки надежности и приоритетно

сти ремонтов для электрооборудо

вания нефтяной промышленности

с учетом возможного риска // ЭЛЕК

ТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распре

деление, 2021, № 3(66). С. 106–116.

6. Jouanne A.V., Rendusara D., Enjeti

P. and Gray J.T. Filtering Techniques

to Minimize the Effect of Long Mo

tor Leads on PWM Inverter Fed AC

Motor Drive Systems. Conference

Record of the 2015 IEEE Thirtieth

Industrial Application Society Annual

Meeting, Oct. 2015, vol. 1, pp. 8-12.

7. Назаров А.А., Кавченков В.П. Раз-

работка методики оценки надеж

ности и приоритетности ремон

тов в региональной энергосисте

ме с учетом возможного риска //

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача

и распределение, 2020, № 3(60).

С. 50–57.

8. Романов В.С., Гольдштейн В.Г.

К вопросу о повреждаемости, об

служивании и ремонтах погружного

электрооборудования нефтедобы

чи // Вестник Самарского государ

ственного технического универ

ситета. Серия технические науки,

2020, № 2. С. 111–122.

9. Таджибаев А.И. Научные основы

систем оценки технического со

стояния

электрооборудования

электротехнических комплексов:

Дис. … докт. техн. наук. Самара:

Самар. гос. техн. ун-т, 2006. 373 с.

10. Федорченко С.Г., Федорченко Г.С.

Интегральная мера оценки состоя

ния энергетической безопасности //

Рroblemele energeticii regionale. При-

днестровский государственный уни

верситет им. Т.Г. Шевченко. Еlectro-

energetică, 2014, № 1(24). С. 1–16.

11. Romanov V.S., Goldstein V.G., Ba

tishchev A.M. Mathematical model

ing of cycles to failure for submers

ible technical systems in the oil

industry. 2021 International Russian

Automation Conference (RusAuto

Con). Sochi, 2021, pp.763-768.

12. Китабов А.Н., Токарев В.П. Инфор

мационно-измерительная система

диагностики погружного электро

двигателя // Вестник УГАТУ. Элек

троника, измерительная техника,

радиотехника и связь, 2011, т. 15,

№ 1(41). С. 163–164.

REFERENCES
1. Kozhin A.G., Soloviev I.G. Analy

sis of factors affecting the wear of

submersible electrical equipment //

Bulletin of Cybernetics, 2006, no. 5,

pp. 3-9. (in Russian)

2. Romanov V.S. Improving the opera

tional efficiency of electrical oil pro

duction complexes with submersible

motors: Dis. … cand. tech. Scienc

es. Samara: Samar. state tech. un-t,

2019. 87 p.

3. Farkhadzade E.M., Farzaliev Yu.Z.,

Muradaliev A.Z., Ismailova S.M.

Methods and algorithms for compar

ing and ranking the reliability and

efficiency of the work of objects of

electric power systems // Electricity,

2017, no. 8, pp. 4-13. (in Russian)

4. Melnichenko V.E. Approaches to de

termining the reliability of ESPs // Drill

ing and Oil, 2017, no. 02, pp. 35-42.

(in Russian)

5. Romanov V.S., Goldstein V.G., Vasi

leva N.S. Development of a meth

odology for assessing the reliability

and priority of repairs for electrical

equipment in the oil industry, tak

ing into account the possible risk //

ELECTRIC POWER. Transmission

and distribution, 2021, no. 3(66),

pp. 106-116. (in Russian)

6. Jouanne A.V., Rendusara D., Enjeti

P. and Gray J.T. Filtering Techniques

to Minimize the Effect of Long Mo

tor Leads on PWM Inverter Fed AC

Motor Drive Systems. Conference

Record of the 2015 IEEE Thirtieth

Industrial Application Society Annual

Meeting, Oct. 2015, vol. 1, pp. 8-12.

7. Nazarov A.A., Kavchenkov V.P. De

velopment of a methodology for as

sessing the reliability and priority of

repairs in the regional energy sys

tem, taking into account the possible

risk // ELECTRIC POWER. Trans

mission and distribution, 2020, no. 3,

pp. 50-57. (in Russian)

8. Romanov V.S., Goldstein V.G. On

the issue of damage, maintenance

and repairs of submersible electrical

equipment for oil production // Bulletin

of the Samara State Technical Uni

versity. Series of technical sciences,

2020, no. 2, pp. 111-122. (in Russian)

9. Tajibaev A.I. Scientific bases of sys

tems for assessing the technical

condition of electrical equipment of

electrical complexes: Dis. dr. tech.

Sciences. Samara: Samar. state

tech. un-t, 2006. 373 p.

10. Fedorchenko S.G., Fedorchenko G.S.

Integral measure for assessing the

state of energy security // Problemele

energeticii regionale. Pridnestro

vian State University named after

T.G. Shevchenko. Electroenergetics,

2014, no. 1(24), pp. 1-16. (in Russian)

11. Romanov V.S., Goldstein V.G., Ba

tishchev A.M. Mathematical model

ing of cycles to failure for submers

ible technical systems in the oil

industry. 2021 International Russian

Automation Conference (RusAuto

Con). Sochi, 2021, pp.763-768.

12. Kitabov A.N., Tokarev V.P. Information-

measuring system for diagnostics of

a submersible electric motor // Bul

letin of USATU. Electronics, mea

suring equipment, radio engineering

and communication, 2011, vol. 15,

no. 1(41), pp. 163-164. (in Russian)

Оригинал статьи: Организация диагностирования погружных электроустановок нефтедобычи и их элементов

Ключевые слова: прогноз, риск, погружное электрооборудование, нефтедобыча, отказы, аварийная статистика, базы данных, диагностирования оборудования

Читать онлайн

Рассматривается алгоритм организации диагностирования погружного оборудования (ПЭО) в предприятиях нефтедобычи (ПН) с помощью виброакустической диагностики. По сложности и глубине решаемых задач предложены три взаимосвязанных уровня проведения диагностики погружного оборудования. Составлена и проанализирована база аварийности для погружных электроустановок (ПЭУ) в Поволжском регионе. Оценено влияние каждого технологического нарушения в общей цепочке отказов, которые являются результатом комплекса внешних и внутренних процессов, в которых участвуют объекты ПЭУ. При этом и внешние эксплуатационные физические воздействия, и внутренние процессы (прежде всего, старение и эксплуатационные нарушения) по отдельности и чаще всего совместно в различных сочетаниях тем или иным образом уменьшают возможности конкретного объекта ПЭУ противостоять выработке его внутренних ресурсов. Описанная методология позволяет выявить такие свойства отказа ПЭУ, как степень хаотичности самого процесса, что недоступно при обычном представлении в режиме реального времени.