Разработка методики оценки надежности и приоритетности ремонтов для электрооборудования нефтяной промышленности с учетом возможного риска

Page 1

Page 2

106

оборудование

Разработка методики
оценки надежности
и приоритетности ремонтов
для электрооборудования
нефтяной промышленности
с учетом возможного риска

УДК 621.313.17:658.26

Романов

к.т.н., доцент кафедры

«Электроснабжение

и электротехника»

ФБГОУ ВО «Тольяттинский

государственный университет»,

старший научный сотрудник

отдела типового проектиро-

вания и стандартизации

ООО «СамараНИПИнефть»

Гольдштейн

д.т.н., профессор кафедры

«Автоматизированные

электроэнергетические

системы» ФГБОУ ВПО

«СамГТУ»

Васильева

старший преподаватель

кафедры «Инженерная графика»

ФГБОУ ВПО «СамГТУ»

Ключевые

слова

погружные электроустановки

нефтедобычи, погружные

электродвигатели, надежность,

планирование ремонтов,

управление режимами, ком-

плексный показатель, риск

Отечественные

предприятия

нефтедобычи

(

ПН

)

настоящее

время

активно

используют

риск

–

ориентированное

управление

погружным

электрооборудова

–

нием

(

ПЭО

)

как

основными

производственными

активами

Это

прежде

всего

определяется

естественным

количественным

ростом

ПЭО

соответственно

информации

его

параметрах

Однако

как

целом

при

текущем

управлении

режимами

ПЭО

так

при

планировании

ремонтов

частности

информация

его

состоянии

учитывается

не

полной

мере

Наибольшим

образом

это

про

–

является

определении

риска

аварийных

отказов

электропогружных

устано

–

вок

(

ЭПУ

)

учетом

критериев

управления

режимом

технико

–

экономической

эффективности

ПЭО

Предложен

комплексный

показатель

для

ранжирования

объектов

парке

ПЭО

на

основе

сведений

об

их

надежности

при

определении

рисков

аварийных

отказов

Это

позволяет

установить

приоритеты

при

планиро

–

вании

ремонтов

управлении

режимами

работы

ПЭО

КОРРЕКТНАЯ

ОРГАНИЗАЦИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПЭО

Специфика нефтяной отрасли в значительной мере связана

с конкретными особенностями скважин, а именно: значительной

глубиной, разнообразными рабочими средами (жидкости, газы,

твердые примеси и др.), физическими условиями по температуре

и давлению, ограниченным рабочим пространством, разнообраз-

ными технологическими объектами, работающими совместно

в электротехнических комплексах (насосы и электродвигатели,

в частности, ЭЦН и ПЭД, другие наземные и подземные элементы

систем электроснабжения (СЭС) и др.). Это в значительной мере

определяет организацию современной эксплуатации ПЭО на-

ряду с общепринятыми положениями оптимального управления

сложными электротехническими комплексами (ЭТК) [1]. Ее важ-

нейшим положением является обеспечение экономически оправ-

данной надежности объектов ПН в соответствии с директивными

и перспективными рекомендациями [2]. Поэтому для решения за-

дач управления в ЭТК нефтедобычи необходима, прежде всего,

цифровизация [2] объектов и технологических процессов ПЭО.

Для ее реализации требуется формирование информаци-

онной базы (ИБ) — конкретного цифрового множества разно-

образных характеристик ПЭО в целом и его объектов. Состав

и содержание ИБ определяются условиями и требованиями

комплекса решаемых задач, и техническими возможностями

соответствующих служб ПН. С информационной точки зрения

в названном множестве содержатся паспортные данные, а так-

же результаты, полученные средствами спорадических измере-

ний и диагностики технического состояния (ТС) ПЭО в процес-

се эксплуатации, при техническом обслуживании и ремонтах

Page 3

107

(ТОиР) с погрешностями, в общем случае извест-

ными тем или иным образом. Также может быть

использована информация из опросов специали-

стов-экспертов [2]. В этом случае даже при высокой

практической достоверности оценка погрешности

становится неопределенной.

Для снижения риска некорректного решения за-

дач эксплуатации, связанных с организацией ТОиР,

к сведениям об отказах и простоях объектов, как пра-

вило, добавляются сведения об испытаниях и оцен-

ке износа, сведения о показателях ТС отдельных

узлов ПЭО [3]. Объем последних систематически

возрастает в связи с ростом объема непрерывного

и периодического автоматизированного контроля их

ТС стационарными и автономными диагностически-

ми устройствами [1, 3]. В качестве примера можно

назвать комплекс устройств автоматизированного

контроля ТС и, в частности, температуры ПЭД.

Необходимость формирования актуальной и до-

стоверной ИБ определяется непрерывной выработ-

кой ресурсов объектов ПЭО в результате интенсивных

(по внутренним запасам энергии) эксплуатационных

физических воздействий (ЭФВ) самого различного

происхождения. Их объединяет то, что, действуя со-

вместно, они в конечном итоге приводят к полному

износу и последующему отказу конкретного объекта

ПЭО или их совокупности. Формально отказ конкрет-

ного объекта ПЭО имеет место, когда накопившиеся

негативные последствия различных ЭФВ в совокуп-

ности превысят внутренние возможности объекта

противостоять непрерывному потоку данных воздей-

ствий. Их необходимо сравнивать в темпе техноло-

гических процессов нефтедобычи, используя оценку

работоспособности объекта по положительной ве-

личине его остаточного ресурса (ОР) как важнейшей

эксплуатационной характеристики ПЭО [1, 3].

Описанное увеличение способов сбора данных

о техническом состоянии ПЭО ПН в совокупности

приводит к повышению надежности единичных эле-

ментов комплекса ПЭО. Поэтому данных по отка-

зам, особенно для наземной инфраструктуры и СЭС

ПЭО, информации о проведении плановых и ава-

рийных ремонтов становится все меньше. В итоге

возникают непреодолимые сложности в определе-

нии как единичных, так и комплексных показателей

надежности для групп однотипного оборудования.

В большинстве случае расчет надежности сводится

к определению показателей безотказности и ремон-

топригодности [3]. Благодаря внедряемым систе-

мам профилактических испытаний и непрерывной

диагностики ТС электрооборудования СЭС ПН стало

возможным определение количественных показате-

лей долговечности и безотказности [4]. Более глу-

бокое изучение свойств надежности ПЭО, а именно

возможность количественной оценки управляемо-

сти, безопасности, более того, оценка интегральных

показателей надежности находятся на начальном

этапе обсуждения и представляют неоспоримый на-

учный и практический интерес.

КЛАССИФИКАЦИЯ

ОТКАЗОВ

ЭПУ

Для оценки экономически оправданной надежности,

требуемого ТОиР, корректной организации эксплуа-

тации ПЭО и, в частности, ЭПУ и других технических

мероприятий необходима укрупненная классифика-

ция их отказов (КО).

Статистически и технологически полная КО для

ПЭО представляет собой обширную документацию,

практически не приспособленную для научно-техни-

ческого анализа. Она формируется в соответствии

с директивными документами [9] на основе стати-

стических данных, представленных в актах рассле-

дования технологических нарушений и ведомостях

дефектов отказавшего оборудования. Для ПН АО

«Самаранефтегаз» они приведены за актуальный

период с 2014 по 2020 годы для наиболее частых

в эксплуатации видов отказов по ЭПУ (рисунок 1)

и их локализации — для ПЭД как наиболее аварий-

ного узла ЭПУ (рисунок 2).

Рис

. 1.

Распределение

отказов

по

элементам

ЭПУ

Рис

. 2.

Статистика

отказов

по

элементам

ПЭД

34,3%

22,7%

17,4%

15,2%

8,9%

0,8%

0,7%

Кабель

Погружной

электро-

двигатель

Насос

Гидрозащита

Насосно-

компрессорные

трубы

Газосепаратор

Прочее

45%

19,7%

5,4%

6,8%

2,7%

4,2% 2,7%

5,3% 5,5%

Электропробой

в пазу

Электропробой

токоввода

Некачественный

ремонт

Электропробой

в лобовой части

Коррозия

корпуса ПЭД

Заводской

брак

Механические

примеси, отло-

жения солей

Негерметичность

эксплуатацион-

ной колонны

Перегрузка ПЭД

Некачественный монтаж

№

3 (66) 2021

Page 4

108

Обобщая известные данные об отказах ЭПУ по

укрупненным группам, общую классификацию отка-

зов можно сформировать в следующем виде.

1. Нарушения электрической части ПЭД.

1.1. Снижение сопротивления электрической изо-

ляции ПЭД:

– лобовой части ПЭД;

– паза статора;

– ввода и тела кабеля;

– между жилами кабеля и землей.

1.2. Пробой изоляции и короткое замыкание ПЭД

и кабеля (локализация по п. 1.1).

1.3. Отсутствие звезды (нарушение трехфазного

питания ПЭД).

2. Нарушения механической части ЭПУ.

2.1. Расчленение узла ЭПУ: ЭЦН, ПЭД, НКТ, «по-

лет».

2.2. Механическое повреждение ПЭД: корпус, шли-

цевая муфта, слом вала, электроклин ПЭД.

2.3. Дефекты состояния подшипников ПЭД в про-

цессе эксплуатации:

– увеличенный зазор;

– неидеальность рабочих поверхностей под-

шипника;

– нарушение несущей способности смазочного

слоя, которая представляет собой нелиней-

ную функцию, зависящую от величины зазора

между валом и антифрикционным вкладышем

(с одной стороны, тонкий слой масла повы-

шает названную способность подшипника,

а с другой — снижает устойчивость к динами-

ческим нагрузкам).

3. Засорение и перегрузка ЭЦН твердыми приме-

сями (абразив, песок, незакрепленный проппант

[1, 4], частицы кварца и др.). Реальное эксплуата-

ционное последствие — перегрузка ПЭД.

4. Гидродинамические нарушения из-за солеотло-

жений (отложения твердой фазы), асфальто

смолопарафиновых осадков на рабочих органах

ЭЦН.

5. Износ рабочих органов ЭЦН: направляющий ап-

парат, рабочее колесо, антифрикционная шайба,

вал, шпонка, втулка, осевая и радиальная опо-

ры; ослабление посадки деталей ротора на валу

из-за увеличения зазора посадочных отверстий

подшипников; различного рода задевания, вы-

званные недостаточным радиальным зазором,

эксцентриситетом ротора и др. Сопротивление

вращению вала — кривизна вала в зоне ЭЦН

или ПЭД.

6. Нарушение герметичности (гидрозащиты, токо-

ввода, уплотнений).

7. Попадание влаги в ПЭД.

8. Нарушения теплового режима ЭПУ из-за плохого

отвода рассеиваемой мощности от корпуса двига-

теля из-за низкой теплопроводности омывающего

флюида. Перегрев ПЭД и/или ЭЦН возникает на

фоне повышенного содержания карбоната каль-

ция в пластовой воде, что может привести к плав-

лению и течи удлинителя. При этом необходимо

корректное определение периодов работы, иначе

говоря, отключение двигателя при достижении

максимальной температуры, установленной доку-

ментацией, что позволяет использовать его наи-

более эффективно.

9. Повреждения ПЭД и/или ЭЦН по неэксплуатаци-

онным причинам:

– заводской брак;

– скрытый дефект оборудования,

– бесконтрольная эксплуатация;

– некачественный монтаж и ремонт;

– брак сборки;

– коррозия;

– неправильный подбор ЭЦН и др.

В представленной классификации очевидно есте-

ственное разделение потока отказов ЭПУ на элек-

трические и механические. С другой стороны, по ло-

кализации этот поток состоит из 2 неравных частей:

подземной и значительно меньшей наземной, причем

отказы этой группы, как правило, связаны и определя-

ются нарушениями подземного оборудования.

Разнообразие эксплуатационных состояний ПЭО

и физического происхождения отказов находит

свое отражение в том, что их цифровые описания

и представления отдельных позиций и комплексов

в представленной классификации принципиально

отличаются по значимости своего влияния на техно-

логические процессы. Для анализа причинно-след-

ственных связей, наиболее частых в эксплуатации

ЭПУ отказов целесообразно использовать так на-

зываемую диаграмму К. Исикава [5] (рисунок 3). Она

позволяет в удобной графической форме установить

взаимосвязь между факторами, приводящими к де-

фектам, имеющим наибольшую частоту возникнове-

ния. Строго говоря, названная диаграмма является

одним из этапов проведения FMEA-анализа и техни-

ко-экономической оценки организации эксплуатации

ПН и подробно описана в работах [2].

В целом все названные выше отказы приводят

к обобщенному отрицательному результату — не-

добору нефти, который определяется временем

простоя интегрально по всему парку ЭПУ для ПН

и, в частности, для отдельных установок как объ-

ектов этого парка. Кроме того, естественно, необ-

ходимо учесть расходы на собственно ремонт и ис-

пользуемые в нем комплектующие, объединяя все

эти составляющие вместе под названием «убытки

отказа». Их можно в общем виде оценивать в о.е.,

что особенно удобно при сравнении отказов раз-

ного физического происхождения и типоразмеров

ЭПУ, ПЭД.

Информационной основой определения ОР явля-

ются данные непрерывной диагностики технического

состояния (ТС) ПЭО. С ее помощью и реализуются

управленческие решения по поддержанию каче-

ственно высокого уровня эксплуатации в соответ-

ствии с требованиями существующих регламентов

[1, 6]. Непрерывная диагностика в сочетании с про-

ведением в установленные временные сроки тех-

нических обслуживаний и ремонтов ПЭО позволяют

частично восстанавливать ОР оборудования. Для

нефтедобывающей отрасли приняты следующие

стратегии ремонтов: планово-предупредительные,

по техническому состоянию и факту отказа.

В соответствии с принятой в отрасли нефтедо-

бычи нормативно-технической документацией [7]

ОБОРУДОВАНИЕ

Page 5

109

Перегрев, течь

и плавление

удлинителя

Пробой обмотки

статора

Снижение изоляции

между жилами

и землей

Повреждение
изоляции при

СПО

К.З. обмотки

ПЭД

Попадание атм.

осадков в ПЭД

при монтаже

Нарушение

герметичности

торцевых

уплотнений

Применение

некачественного

масла

Нарушение

герметичности

токоввода

Повреждение

сростка кабеля

при СПО

Некачественный

монтаж

(кабель — ПЭД)

Отсутствие

«звезды»

Некачественный

ремонт ПЭД

Расчленение

по ЭЦН

Полет

(расчленение узла)

Слом вала

(шлицевой муфты)

Расчленение

по НКТ

Износ НКТ

Низкое качество резьбы

Слабая

затяжка НКТ

Брак сборки

ЭЦН

Вибрация

Динамические

удары

Износ

оборудования

Слабая затяжка

резьбовых

соединений

Клин

Сопротивление

вращению вала ЭЦН

Кривизна в зоне

подвески УЭЦН

Механические

примеси

Солеотложения

Некачественная

сборка насоса

Эксплуатационная

эффективность ЭПУ

повышение надежности и эффективности функ-

ционирования ПЭО обеспечивается выполнением

текущих и капитальных ремонтов, позволяющих

восстановить величину ОР оборудования до оп-

тимальных либо близких к ним значений [2, 4]. Ка-

чественное планирование ремонтной компании,

управление ТОиР позволяют снизить время вне-

планового простоя оборудования, в том числе по

причине неготовности технологически связанных

устройств, восстановить ОР ПЭО и, как следствие,

добиться главной цели — увеличения прибыли соб-

ственников оборудования.

В энергоснабжении нефтедобычи так же, как в элек-

тросетевых компаниях (ПАО «Россети») [2, 3], в насто-

ящее время получает все большее распространение

новая концепция развития, направленная на повы-

шение качества эксплуатации и технического обслу-

живания за счет перехода на риск-ориентированное

управление, основанная на цифровизации и анализе

больших ИБД [7]. Она опирается на методологию ком-

плексной оценки текущего технического состояния

объектов СЭС НП с помощью интегральных показате-

лей надежности как технико-экономического обосно-

вания корректного управления жизненными циклами

электрооборудования [3, 6].

На сегодняшний день в нефтяной отрасли Рос-

сии представляется целесообразным использование

стандарта [2], учитывающего ТС и риски при плани-

ровании ТОиР ПЭО по аналогии с тем, как это произ-

водится для электрооборудования электросетевых

компаний [3]. В своих исследованиях [2, 8] авторы

предлагают методологию определения индекса тех-

нического состояния (ИТС) для ПЭО нефтедобычи.

Ее сущность и основное содержание кратко можно

сформулировать в следующих положениях.

Перспективное планирование текущих и пер-

спективных технических мероприятий в эксплуата-

ции оборудования, оценка его ТС и эффективности

производится в соответствии с [7] при составлении

графиков ремонтов (годовых, многолетних), пла-

нировании и реализации комплексной программы

технического перевооружения и реконструкции, по-

сле технических воздействий, изменяющих ТС ПЭО.

Корректировка ремонтной программы осуществля-

ется после внезапных отказов оборудования и про-

ведения внеплановых ремонтов с оценкой ТС, но не

реже одного раза в год.

В соответствии с методологией определения ИТС

ПЭО [2, 3] формируется ранжированный состав обо-

рудования, упорядоченный по критерию уменьшения

вероятности возникновения отказа по техническим

причинам в зависимости от уровня эксплуатации,

возможных последствий технологических наруше-

ний и действий по профилактике, определяется вид

воздействия на оборудование. В этом списке наи-

меньшему значению ИТС (критический уровень) со-

ответствует наибольший приоритет по изменению

эксплуатационного состояния и реализации тех-

нического воздействия (проведение внепланового

ТОиР, вывод из эксплуатации, контроль ТС, допол-

нительное диагностирование и т.д.). В зависимости

от состава, сложности и конструктивного исполнения

Рис

. 3.

Диаграмма

Исикава

для

анализа

взаимосвязи

отказов

ЭПУ

№

3 (66) 2021

Page 6

110

оборудования расчет ИТС осуществляется для сле-

дующих уровней:

– объекта оборудования ПЭО (ЭЦН, ПЭД, питаю-

щий погружной кабель, силовой трансформатор

и др.);

– многокомпонентного объекта (ЭПУ);

– комплекса объектов (парк ЭПУ).

Это позволяет задать конкретные весовые коэф-

фициенты признаков при переходе от нижнего уров-

ня к более высокому [3, 6]. Расчет ИТС выполняет-

ся на основе алгоритмов оценки [4]. Его результаты

можно сформулировать для каждого объекта ПЭО

в следующем виде:

– определение ИТС в относительных единицах —

в диапазоне 0÷100, причем значению «0» соответ-

ствует наихудшее значение показателя, значению

100 — наилучшее, то есть используется принцип

«больше-лучше»;

– в зависимости от состояния эксплуатации ПЭО

определяется вид управляющего воздействия.

Для определения уровня физического износа

ПЭО необходимо привести значение ИТС в диапа-

зон 0÷1 (выполнить деление показателя ИТС на 100).

Износ = 1 – ИТС.

(1)

В соответствии с нормативными требованиями

[3, 4], по условиям стратегий, классификации и ал-

горитмов формирования технического воздействия

на объекты ПЭО, значения ИТС разбиваются на пять

равных интервалов, для которых устанавливаются

конкретные виды качественного различия признаков

(видов) ТС.

Положительным моментом данной методики яв-

ляется то, что по результатам оценки ТС ПЭО мож-

но прогнозировать изменения его ИТС и прогнози-

руемое время наступления предельного состояния,

при котором эксплуатация будет невозможна либо

экономически невыгодна [7]. Названная методика

предполагает вероятностный расчет наступления

негативного события (отказа), а также возможных по-

следствий для каждого известного технологического

нарушения. В результате определяется процедура

управления жизненным циклом ПЭО в виде разра-

ботки, корректировки и оптимизации состава, вида,

периода проведения технологических воздействий

на оборудование.

Существенный недостаток описанной методики

заключается в том, что алгоритм расчета остаточ-

ного ресурса построен на концепции постепенных

отказов, то есть для определения ТС используется

ограниченный состав набора факторов, обусловлен-

ных естественными процессами старения и износа

оборудования [5].

Кроме них в эксплуатации очень часто возникают

внезапные отказы из-за воздействий нерасчетных

нагрузок, резкопеременных режимов работы и кри-

тические ЭФВ внешнего и внутреннего происхожде-

ния. Поэтому актуальны исследования, разработка

и внедрение новых методов управления жизненны-

ми циклами ПЭО ПН для повышения их надежности

и эффективности эксплуатации за счет использова-

ния различных данных.

Далее предлагается методология определения

и ранжирования надежности сложных энергетиче-

ских объектов, основанная на ранговом подходе

[6]. Она позволяет идентифицировать наиболее не-

надежные элементы ПЭО ПН, произвести анализ

и оценку факторов, характеризующих надежность

и эффективность функционирования оборудова-

ния, сравнить и ранжировать параметры многоком-

понентных систем, выполнить их оценку на основе

анализа разнотипных признаков в виде расчетного

коэффициента ранговой корреляции [3].

Основной результат здесь заключается в ком-

плексной замене множества независимых призна-

ков, характеризующих эксплуатационные параме-

тры, надежность функционирования, экономичность,

безопасность ПЭО одним интегральным показате-

лем, адекватно и точно учитывающем свойства всех

показателей системы.

Разработанные методы и алгоритмы имеют оче-

видную научную и практическую направленность

как база для создания автоматизированной системы

управления жизненными циклами ПЭО, обеспечивая

технических работников информационной и методи-

ческой поддержкой.

Принципиально важно отметить, что для управ-

ления эксплуатацией и принятия решений по по-

вышению надежности оборудования в настоящее

время можно эффективно применять различные

методы и алгоритмы сбора, обработки информации

для определения ТС ПЭО. В большинстве случаев

названные методы носят прикладной характер ис-

следования и основаны на использовании положе-

ний квалиметрии с ее приложениями [5, 9]. Изучение

возможных путей поиска новых решений и расши-

рение существующих знаний позволяет более обо-

снованно и всенаправленно решать поставленные

задачи по повышению надежности и управляемости

комплекса ПЭО ПН.

ОЦЕНКА

ПРИОРИТЕТНОСТИ

ЗАЯВОК

НА

РЕМОНТЫ

ОБОРУДОВАНИЯ

На сегодняшний день при осуществлении бизнес-

процессов планирования ТОиР, управления работа-

ми контроля состояния производственных активов,

службами управления эксплуатацией ПН не доста-

точно полно учитываются сведения о надежности

оборудования [2, 4].

В аналогичных случаях в энергоснабжении ис-

пользуется детерминированный подход по критерию

–

[7]. При использовании этого критерия пред-

полагается, что при исключении

составляющих

из анализируемого комплекса, в котором исходно

в нормальном режиме работают

элементов, он со-

хранит свою работоспособность и параметры режи-

ма в пределах допустимых значений. При этом наи-

более тяжелые отказы определяются требованиями

эксплуатации [1, 2].

Приоритетность заявок на ремонты отдельных со-

ставляющих комплекса ПЭО, в том числе требующих

внепланового обслуживания или ремонта, как пра-

вило, определяется сроками и объемом работ более

ответственного оборудования, а также длительно-

ОБОРУДОВАНИЕ

Page 7

111

стью и важностью для ПН конкретного ремонта [4].

Собственно решение о проведении внепланового

ТОиР в данном случае принимается на основании

опыта и личного мнения работников, осуществляю-

щих эксплуатацию оборудования.

Стоит отметить, что в реальных условиях эксплу-

атации в период проведения ремонтной компании

при плотном графике ремонтных работ принятие

взвешенного решения по приоритетности ремонтов

отдельных составляющих ПЭО требует объективно-

го учета надежности всего комплекса.

Обращая внимание на требования повышения

качества эксплуатации и снижения ущерба при воз-

можных технологических нарушениях, целесообраз-

но использовать количественную оценку интеграль-

ных показателей индивидуальной надежности ПЭО

и его конкретных объектов. Для этого необходимо

произвести выборку показателей, которые с доста-

точной полнотой отражают состояние ПЭО и уровень

его надежности, например, сведения об отказах,

длительности простоев, количестве плановых и ава-

рийных ремонтов и т.д.

При совместной обработке названных показате-

лей возникают определенные трудности, обусловлен-

ные, в первую очередь, различием единиц измерения,

шкал и масштабов, а также их комплексного объеди-

нения в одном интегральном показателе. Характер-

ная особенность этого объединения — совместное

использование показателей и признаков с объектив-

ной численной оценкой в различных шкалах измере-

ний, в частности, количественных (КШ), порядковых

(ПШ) и номинальных (НШ). При этом используются

общие принципы квалиметрии, известные рекомен-

дации по выбору приоритетных решений, основанные

на методах анализа многокритериальных задач [7, 9].

Далее целесообразно сформулировать и предста-

вить основные положения методики оценки приори-

тетности выполнения ТОиР и ТПиР для ПЭО с целью

долгосрочного планирования и реализации ремонт-

ных циклов для ПН. Эта оценка необходима центру

управления эксплуатации ПЭО для принятия обосно-

ванных решений по выводу в ремонт конкретного объ-

екта по плановым заявкам.

Данная методика сформирована как часть авто-

матической информационной системы поддержки

персонала и реализуется с учетом следующих поло-

жений.

– ранжирование объектов по надежности работы

и возможному ущербу при аварийном отключении;

– определение «слабых мест» ПЭО и основных

причин ухудшения ТС;

– оценка качества управления эксплуатацией

ПЭО [7].

Отметим, что в рамках

представленной статьи даль-

нейшие расчеты по предло-

женной методике будут про-

изводится для ПЭД как наи-

более ответственного и ава-

рийного узла ПЭО и, непо-

средственно, ЭПУ [2, 4, 10].

Прежде всего, определяется

перечень показателей, ха-

рактеризующих надежность

ПЭД, которые представлены

в таблице 1.

Они в основном формаль-

но определены паспортами

оборудования, имеют высо-

кую информативность и до-

стоверность. Названные по-

казатели сис тематически

предоставляются в центры

управления энергоснабжени-

ем ПН в соответствие с руко-

водящими документами и су-

ществующими регламента-

ми [3]. Рассмотрим методику

определения коэффициента

риска негативных послед-

ствий (РНП) при аварийном

отказе ПЭД.

Ее можно сформировать

на основе диаграммы (рису-

нок 4), являющейся графиче-

ским отображением правила

Парето по результатам пред-

варительных расчетов с ис-

Табл. 1. Выборка показателей, необходимых для анализа надежности ПЭД

№

п/п Наименование показателя ПЭД

Условное

обозначение

Единица

измерения

Тип

показателя

1 Номинальное напряжение

ном.

кВ

–

2 Средний срок службы

сл.

год

3 Наработка после капитального

ремонта

кр.

год

4 Число отключений по аварийной

заявке

ав.

–

5 Техническое состояние

ТС

–

6 Конструктивное исполнение

КИ

–

7 Последствия отказа

ПО

–

8 Относительная длительность про-

стоя в аварийном ремонте



ав.

о.е.

9 Номинальная мощность

MBA

–

10 Температура обмотки статора элек-

тродвигателя (по сопротивлению)

°C

11 КПД

КПД

12 Средняя нагрузка



ср.

о.е.

13 Максимальная нагрузка



макс.

о.е.

14 Среднее время восстановления

в.ср.

час

15 Средняя наработка до отказа

отк.ср.

час

16 Число КЗ в обмотке статора

после капитального ремонта

к.з.

–

17 Индекс технического состояния

ИТС

о.е.

–

18 Производитель

ПР

–

19 Интегральный показатель

надежности

о.е.

–

№

3 (66) 2021

Page 8

112

пользованием метода FMEA

анализа [5]. Подробная проце-

дура и методология примене-

ния FMEA анализа для ПН опи-

сана в работах авторов [2, 8].

Для выполнения расчетов

по описываемой методологии

по определению интеграль-

ного показателя надежности

необходимо произвести обра-

ботку исходных данных, кото-

рая заключается в преобразо-

вании выделенных признаков

из количественной шкалы

в порядковую и производится

в несколько этапов.

1. Необходимо определить

диапазон изменения коли-

чественных показателей

выбранных признаков по выражению:

(П

) = П

min

–

max

(2)

где П

max

{П

}

= 1,

, и П

min

{П

}

= 1,

которые делятся на пять интервалов по анало-

гии с методикой определения ИТС [7]. Каждому

из интервалов соответствует порядковый номер

= 1÷5, который является его количественным

аналогом (рангом).

2. Одним из необходимых требований качествен-

ного сравнения объектов ПЭО является форми-

рование перечня независимых признаков с уче-

том их причинно-следственных взаимосвязей.

Использование зависимых признаков отрица-

тельно влияет на точность расчетов, вносит яв-

ное доминирование и направленность, а также

величину погрешности, значение которой может

существенно искажать полученные результаты

[3, 6]. Для оценки направленности и взаимосвязи

признаков используется ранговый коэффициент

корреляции.

3. Для расчета интегрального показателя необходи-

мо учитывать направленность изменения исполь-

зуемых признаков. Принято использовать два типа

направленности:

— если увеличение показателя

приводит к увеличению надежности и эффектив-

ности функционирования

ПЭО (ПЭД), и

— если

увеличение

показателя

приводит к уменьшению

надежности и эффектив-

ности функционирования

ПЭО (ПЭД). Каждому на-

званному типу направлен-

ности соответствуют коли-

чественные оценки в виде

числовых интервалов, для

= 1÷5, для

, соот-

ветственно,

= 5÷1. В та-

блице 2 представлена вы-

борка наиболее значимых

показателей надежности

для ПЭД, определенных по

критерию

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

КОЭФФИЦИЕНТА

РНП

ПРИ

АВАРИЙНОМ

ОТКАЗЕ

ПЭД

На следующем этапе работы по описываемой ме-

тодике необходимо произвести оценку риска ава-

рийного отключения исследуемого оборудования,

в данном случае это ПЭД. Этот риск отличается тем,

что с позиций управления эксплуатацией ПЭО ПН

и, в частности, ПЭД, ущерб в основном связан с та-

кими негативными экономическими последствиями,

как недобор нефти. Это приводит к ухудшению по-

казателей технико-экономической эффективности

ПЭО ПН или его части. С этой точки зрения приори-

тетность в очередности ремонта при прочих равных

условиях должна быть у тех ПЭД, которые при ава-

рийном отказе создают наибольшие проблемы для

ПН в послеаварийном режиме.

Произведем количественную оценку аварийного

отказа ПЭД, для чего введем коэффициент риска,

который для выбранного парка ПЭО характеризует

вес возможных негативных последствий при ава-

рийном отказе ПЭД с точки зрения управления его

техническим состоянием и технико-экономической

эффективностью.

С этой целью авторами статьи выполнен масштаб-

ный анализ базы по аварийности ПЭО в Поволжском

регионе, произведена выборка технологических нару-

Рис

. 4.

Диаграмма

Парето

основных

причин

влияющих

на

отказ

работе

ЭПУ

ПН

Отсутствие «звезды»

Слом вала (шлицевой муфты)

Полет (расчленение узла)

Клин

К.З. обмотки ПЭД

Снижение изоляции

между жилами и землей

Причина отказа

700

500

300

100

600

400

200

ПЧР, баллы

Табл. 2. Ранжирование показателей надежности для ПЭД,

определенных по критерию

№

п/п

Тип

признака

Номер разновидности признаков

сл.

, лет

< 1

1÷2

2÷3

3÷4

> 5

, °C

<115

115÷130

130÷140

140÷150

> 150

отк.ср.

, часов

<15000 15000÷18000 18000÷19000 19000÷21000 > 21000

ав.

> 3

к.з.

> 3

6 ИТС

0,85÷1

0,7÷0,85

0,5÷0,7

0,25÷0,5

< 0,25

< 0,2

0,2–0,4

0,4–0,6

0,6–0,8

0,8–1

8 Техническое

состояние

Показа-

тельное

Хорошее

Удовлетвори-

тельное

Зона

риска

Дефект-

ное

ОБОРУДОВАНИЕ

Page 9

113

шений, связанных с ПЭД, и сформирован состав от-

казов, имеющих наибольшую частоту возникновения.

На блок-схеме рисунка 5 представлены назван-

ные отказы для ПЭД, рассмотрены их основные при-

чины и предложены действия по профилактике.

Для взаимного сравнения возможных негатив-

ных последствий отказа по степени их воздействия

на ТС ПЭО (ПЭД) определим удельный вес риска

для каждого критерия отказа единицы ПЭО в о.е.

Воспользуемся методом анализа иерархий [9].

Рис

. 5.

Блок

–

схема

последствий

аварийных

отключений

ПЭД

Действия по профилактике

Причины

Последствия

аварийного события

1. Негерметичность торцевых уплотнений.

2. Негерметичность токоввода.

3. Применение некачественного масла.

4. Попадание атмосферных осадков при монтаже.

5. Комплексное объединение причин отказов для

последствий аварийных событий № 2, 3.

1. Старение изоляции ПЭД.

2. Заводской брак изготовления ПЭД.

3. Перегрев двигателя (малый приток, срыв подачи,

негерметичность НКТ, высокая температура пере-

качиваемой жидкости и т.д.).

4. Повышенная вибрация.

1. Проникновение жидкости в ПЭД через токоввод.

2. Проворот статорного железа (заводской дефект,

нарушение технологии эксплуатации УЭЦН).

3. Отсутствие изоляции нулевого провода (заводской

дефект, брак ремонта ПЭД).

1. Неправильный подбор мощности ПЭД под заявлен-

ную комплектацию ЭЦН.

2. Неправильная фазировка одной из секций двух-/

трехсекционного ПЭД.

3. Установлена межсекционная муфта ПЭД непод-

ходящего типоразмера.

1. Заводской дефект.

2. Усталостное разрушение металла.

3. Брак ремонта (отсутствие контроля методом маг-

нитной памяти металла).

4. Длительная эксплуатация в агрессивной среде.

1. Некачественный монтаж.

2. Воздействие сил, превышающее расчетные на-

грузки.

3. Повышенные температуры в районе узла пяты

и локальный нагрев вала ПЭД.

4. Клин УЭЦН.

1. Повышенное содержание КВЧ.

2. Интенсивные солеотложения.

3. Подклинивание вследствие износа рабочих орга-

нов.

4. Некачественное электроснабжение.

1. Наличие посторонних предметов.

2. Нарушение скорости спуска.

3. Перекрут удлинителя кабеля.

4. Несоблюдение регламента по выводу УЭЦН

5. Брак подбора УЭЦН.

6. Неисправное ЗУ.

1. Большое содержание свободного газа в ЭЦН.

2. Отсутствие подачи.

3. Засорение НКТ, обратного клапана.

4. Неисправность устьевой арматуры.

5. КПД насоса = 0%.

1. Прогар в сростке.

2. Механическое повреждение кабеля (повреждение

изоляции).

3. Скрытый заводской дефект кабеля.

4. Нарушение технологии ремонта кабеля.

5. Нарушение технологии проведения СПО.

1. Недопущение теплового воздействия и нагрузок

на электрочасть выше допустимых.

2. Применение качественных масел.

3. Защиты от воздействия механических примесей,

высокой температуры, солеотложений.

1. Защита от механических примесей и коррозии.

2. Недопущение электрических нагрузок выше до-

пустимых.

3. Проведение входного контроля.

4. Выполнение монтажных работ в соответствии

с требованиями НТД и ЛНД.

1. Недопущение нагрузок выше допустимых.

2. Проведение входного контроля.

3. Проведение стендовых испытаний в полном

объеме.

4. Проведение всех операций с ПЭД в соответствии

с требованиями действующей НТД и ЛНД.

1. Проведение входного контроля в полном объеме.

2. Комплектация, монтаж и ремонт УЭЦН в соответ-

ствии с требованиями действующей нормативно-

технической документации.

1. Проведение входного контроля в полном объеме.

2. Выполнение ремонта в соответствии с требования-

ми технологической документации.

3. Применение методов и оборудования для защиты

от механических примесей и коррозии.

4. Своевременное проведение ГТМ ППР.

1. Комплектация узлов и деталей согласно утверж-

денной технической документации.

2. Недопущение длительного воздействия критичес-

ких нагрузок.

3. Выполнение монтажных работ в соответствии

с требованиями НТД и ЛНД.

1. Проведение входного контроля в полном объеме.

2. Комплектация УЭЦН в соответствии с требова-

ниями действующей нормативно-технической

документации.

1. Монтаж и ремонт ПЭД и ПКЛ в соответствии с тре-

бованиями действующей нормативно-технической

документации.

1. Подбор оптимального напряжения ПЭД.

2. Комплектация УЭЦН в соответствии с требова-

ниями действующей нормативно-технической

документации.

1. Недопущение электрических нагрузок выше до-

пустимых.

2. Проведение всех операций с ПКЛ (входной

контроль, изготовление, ремонт, транспортировка,

монтаж, спуск в скважину) в соответствии с требо-

ваниями НТД и ЛНД.

1. К.З. обмотки ПЭД

2. Пробой обмотки

статора

3. Снижение

сопротивления

изоляции ПЭД

4. Электроклин

5. Отсутствие

«звезды» (полет)

6. Слом вала секции

ПЭД

7. Отключения от ЗП

9. Нарушение

изоляции при СПО

10. Отключение от

защиты срыва

подачи (ЗСП)

8. Электропробой

кабеля

№

3 (66) 2021

Page 10

114

В таблице 3 представ-

лена матрица попарных

сравнений негативных

последствий (факторов)

аварийных отказов ПЭД,

где

— отношение фак-

тора

к фактору

= 1 /

= 1. (3)

Строго говоря, ре-

зультаты расчетов в таб-

лице 3 получены путем

попарного

сравнения

аварийных событий для

ПЭД по качественной

шкале с последующим

преобразованием в бал-

лы. Для этого исполь-

зованы основные поло-

жения метода анализа

иерархий — составлена

матрица из элементов,

характеризующих интенсивность проявления фак-

тора

относительно фактора

, оцениваемая по

шкале интенсивности от 1 до 9. Числовые оценки

имеют следующий смысл: 1 — равная важность;

3 — умеренное превосходство; 5 — значительное

превосходство; 7 — сильное превосходство; 9 —

очень сильное превосходство. В спорных случаях

использованы промежуточные оценки с четными

баллами — 2, 4, 6, 8.

Использованы положения метода экспертных

оценок с выбором баллов по результатам опроса

экспертов-специалистов служб управления эксплу-

атации ПЭО ПН о тяжести негативных последствий

отказов ПЭД и приоритетности действий при ликви-

дации аварийной ситуации [1, 4].

Выбор баллов определяется практически для

большинства позиций классификации сокращением

подачи ПЭД (вплоть до полного прекращения) из-за

отказа элементов ПЭО. Это связано с остановкой

всего комплекса на время собственно ремонта, лик-

видации непосредственных последствий с учетом

необходимого контроля ТС до и после аварии, спу-

скоподъемных и вспомогательных операций.

После формирования матрицы попарных сравне-

ний негативных последствий аварийных отказов на-

ходим сумму элементов каждого столбца таблицы 3:

+ … +

(4)

Делим все элементы матрицы (таблицы 3) на сум-

му элементов соответствующего столбца:

(5)

Действия (4) и (5) представляют собой норми-

рование, результаты которого — средние значения

строк нормированной матрицы — приведены в по-

следнем столбце, они представляют собой удельный

вес (по таблице 3) каждого из рассматриваемых не-

гативных последствий аварийного отказа.

Результаты проведенных расчетов показали, что

наиболее существенным негативным по своим по-

следствиям является аварийный отказ по критерию 1

«К.З. обмотки ПЭД» в соответствии с блок-схемой

отказов, представленной на рисунке 5, с удельным

весом 0,342. Вторым по тяжести является аварий-

ный отказ по критерию 2 «Пробой обмотки статора»

с удельным весом 0,208. Третий в списке отказов —

№ 5 «Отсутствие «звезды» (полет)» с удельным ве-

сом 0,114.

Для примера практической реализации предло-

женной методики авторами статьи проанализирова-

на база данных по технологическим нарушениям за

2014–2020 годы на ПЭО ПН Поволжья, произведе-

на выборка десяти наиболее аварийных типов ПЭД

с учетом мощности и типоразмера. Строго говоря,

качественного результата при работе по описыва-

емой методике можно добиться даже при исследо-

вании надежности ПЭО и его элементов в пределах

локального набора оборудования (куст, скважина

и т.д.) с учетом всех местных условий эксплуатации

и ведения режима.

На следующем этапе для каждого из выбранных

ПЭД определим коэффициент риска наступления

негативных последствий при аварийном отказе по

выражению:



= 1



(6)

где



— удельный вес для каждого

-го негативного

последствия послеаварийного режима;

= [0, 1] —

коэффициент актуальности наступления аварийного

события (

= 1, если отказ рассматриваемого ПЭД

приводит к

-му негативному последствию,

= 0, со-

ответственно, если нет).

В таблице 4 приведены результаты расчетов ко-

эффициентов актуальности и коэффициентов риска

аварийного отключения для рассматриваемых ПЭД.

Отметим, что исходными данными при определении

коэффициентов актуальности аварийного события

послужила описанная выше ИБД по аварийности.



= 1

(7)

где

— среднее значение критерия (удельный вес)

по таблице 4 при

= 1,

. По результатам анали-

Табл. 3. Матрица попарных сравнений

негативных последствий аварийных режимов для ПЭД

№ со-

бытия

Удельный

вес,



, о.е.

1,00 3,00 3,00 5,00 5,00 7,00 9,00 7,00 8,00 9,00

0,342

0,33 1,00 3,00 5,00 3,00 5,00 7,00 2,00 7,00 9,00

0,208

0,14 0,25 1,00 2,00

0,5

3,00 1,00 3,00 5,00

0,07

0,11 0,11

0,2

1,00 0,33

0,5

2,00 0,33 2,00 3,00

0,039

0,14 0,2

2,00 3,00 1,00 3,00 4,00 3,00 3,00 5,00

0,114

0,11 0,12

0,2

2,00 0,33 1,00 3,00 3,00 3,00 5,00

0,072

0,11 0,11 0,12

0,5

0,2

1,00 0,14 0,33 3,00

0,024

0,11 0,11

0,5

2,00

0,5

1,00 5,00 1,00 3,00 3,00

0,066

0,11 0,11 2,00 0,33

0,2

0,33 3,00

0,2

1,00 3,00

0,047

0,11 0,11

0,2

0,14 0,12

0,2

0,33

0,2

0,5

1,00

0,017



2,27 5,12 12,2 20,97 11,18 18,73 37,33 17,87 30,83

1,00

ОБОРУДОВАНИЕ

Page 11

115

за данных таблицы 4 можно уста-

новить, что наибольшее значение

коэффициента риска

= 0,98 име-

ет отказ ПЭД-45-103 и ПЭД-45-117,

а наименьшее

= 0,725 — ПЭД-50-

117.

Для идентификации слабых

мест в эксплуатации и ведении

режима произведем ранжирова-

ние составленной группы ПЭД по

приоритетности выполнения опе-

раций ТОиР в соответствии с дан-

ными, полученными в таблицах 2

и 4. Ранги индивидуальных пока-

зателей надежности исследуемой

группы ПЭД представлены в та-

блице 5.

Интегральный показатель

приоритетности выполнения ре-

монтов ПЭД, являющийся отно-

сительной суммой рангов, может

быть определен в виде:



= 1

/ (

(8)

где

— ранг

-го объекта;

— число рангов;

—

число показателей.

Используя представленные выше интервалы

значений интегрального показателя, можно про-

извести ранжирование исследуемой группы ПЭД

в соответствии с расстановкой приоритетов при

выполнении ТОиР с учетом индивидуальных по-

казателей надежности и свойств оборудования.

В соответствии с рекомендациями [3, 6, 7] для

качественной оценки надежности работы ПЭД

сформирована шкала классификации с четырьмя

равными диапазонами, которая реализует следу-

ющие принципы организации ремонта и управле-

ния техническим состоянием парка ПЭД ПН:

– 0,2÷0,4 — необходимо произвести внеплановое

ТОиР в кратчайшие сроки;

– 0,4÷0,6 — необходимо произвести внеплановое

ТОиР, дополнительное диа-

гностирование,

повышенный

контроль (сроки ремонта опре-

деляются месячным графиком

ремонтов, а также временем

аварийной готовности техноло-

гически связанного оборудова-

ния, выведенного в ремонт);

– 0,6÷0,8 — внеплановый ремонт

не требуется, работы прово-

дятся в соответствии с годовым

графиком ремонтов;

– 0,8÷1 — показательное состо-

яние, ремонт не требуется,

возможно плановое диагности-

рование.

Интегральные показатели

группы исследуемого парка ПЭД,

которые изменяются в диапазоне

0,2÷1, представлены в порядке

возрастания в таблице 6.

Табл. 4. Результаты расчетов по определению

коэффициента риска при аварийном отключении ПЭД

Наименова-

ние ПЭД

Номер негативного последствия

послеаварийногорежима

Коэффици-

енты риска

аварийного

отключения

ПЭД,

, о.е.

9 10

ПЭД-32-103

0,928

ПЭД-32-117

0,930

ПЭД-45-103

0,98

ПЭД-45-117

0,98

ПЭД-50-103

0,793

ПЭД-50-117

0,725

ПЭД-56-103

0,961

ПЭД-56-117

0,928

ПЭД-63-117

0,744

ПЭД-90-117

0,958

Табл. 5. Ранги индивидуальных показателей

надежности для ПЭД

Наименование

ПЭД

Показатели

сл

отк.ср

ав

ПЭД-32-103

ПЭД-32-117

ПЭД-45-103

ПЭД-45-117

ПЭД-50-103

ПЭД-50-117

ПЭД-56-103

ПЭД-56-117

ПЭД-63-117

ПЭД-90-117

Табл. 6. Приоритетность выполнения ремонтов группы ПЭД

в соответствии со значениями

интегрального показателя

Наименова-

ние ПЭД

Интервалы

классифика-

ции

Рекомендации

по планированию ремонтов

ПЭД-50-103

0,36

0,2÷0,4

Необходимо произвести внеплано-

вое ТОиР в кратчайшие сроки

ПЭД-56-103

0,44

0,4÷0,6

Необходимо произвести внеплано-

вое ТОиР, работы включить в месяч-

ный график ремонтов

ПЭД-90-117

0,44

ПЭД-45-117

0,48

ПЭД-56-117

0,48

ПЭД-32-103

0,52

ПЭД-32-117

0,56

ПЭД-45-103

0,64

0,6÷0,8

Внеплановый ремонт не требуется,

работы можно провести в соответ-

ствии с годовым планом ремонтов

ПЭД-50-117

0,64

ПЭД-63-117

0,84

0,8÷1

Ремонт не требуется

№

3 (66) 2021

Page 12

116

ВЫВОДЫ

1. Представлена методика по определению при-

оритетности планирования ремонтов ПЭО неф-

тедобычи, обладающего низкими значениями

показателей надежности, повышенным износом

и значительной степенью риска при возможном

выходе параметров ТС и режима конкретного

ЭПУ (ПЭД) за нормативные границы, установлен-

ные для возможных аварийных отказов.

2. Разработан алгоритм комплексного анализа

и учета индивидуальных показателей надежности

для объектов ПЭО в интегральном показателе,

позволяющем адекватно учитывать возможные

риски снижения параметров технического и экс-

плуатационного состояния подконтрольного обо-

рудования.

3. Очевидная научная и практическая направлен-

ность предлагаемых методов и алгоритмов по-

зволяет использовать их для создания автома-

тизированной системы управления жизненными

циклами ПЭО, обеспечив технических работников

информационной и методической поддержкой.

4. Положительный технико-экономический эффект

использования результатов данной работы для

всего парка ЭПУ(ПЭД) ПН или его части опре-

деляется общим повышением надежности ПЭО,

снижением простоев в текущих и аварийных ре-

монтах.

5. В рассматриваемой группе ПЭД наименьшее

значение интегрального показателя надежности

0,36 о.е. имеет ПЭД-50-103. Он находится в зоне

риска, соответственно, его ремонт должен быть

запланирован в ближайшее время.

6. Необходима корректировка режимов работы пар-

ка ПЭД, в который входит ПЭД-50-103, их работа

должна вестись по критерию

– 2 [7, 10] с выпол-

нением необходимых мероприятий по ограниче-

нию недобора нефти при отказе названного ПЭД.

Значения К для ПЭД-56-103, ПЭД-56-117, ПЭД-

90-117, ПЭД-45-117, ПЭД-32-103, ПЭД-32-103 входят

в диапазон 0,4 <

≤ 0,6. Эти ПЭД имеют высокий

уровень приоритетности организации их внепла-

нового ремонта и должны быть включены в график

ближайшего ТОиР.

ОБОРУДОВАНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

1. Кожин А.Г., Соловьев И.Г. Анализ факторов, влияющих

на износ погружного электрооборудования // Вестник ки-

бернетики, 2006, № 5. С. 3–9.

2. Романов В.С. Повышение эксплуатационной эффектив-

ности электротехнических комплексов нефтедобычи

с погружными электродвигателями: Дис. … канд. техн.

наук. Самара: Самар. 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 ран-

жирования надежности и экономичности работы объ-

ектов электроэнергетических систем // Электричество,

2017, № 8. С. 4–13.

4. Мельниченко В.Е. Подходы к определению надежно-

сти УЭЦН // Специализированный журнал «Бурение

и нефть», 2017, № 02. С. 35–42.

5. Саати Т., Керис К. Аналитическое планирование. Органи-

зация систем. Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1991, 224 с.

6. Фархадзаде Э.М., Фарзалиев Ю.З., Мурадалиев А.З., Аб-

дуллаева С.А. Совершенствование методов повышения

надежности объектов электроэнергетических систем //

Электричество, 2016, № 8. С. 18–28.

7. Назаров А.А, Кавченков В.П. Разработка методики оцен-

ки надежности и приоритетности ремонтов в региональ-

ной энергосистеме с учетом возможного риска // ЭЛЕК-

ТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2020, № 3.

С. 50–57.

8. Романов В.С., Гольдштейн В.Г. К вопросу о поврежда-

емости, обслуживании и ремонтах погружного электро-

оборудования нефтедобычи // Вестник Самарского

государственного технического университета. Серия:

Технические науки, 2020, № 2. С. 111–122.

9. Таджибаев А.И. Научные основы систем оценки техни-

ческого состояния электрооборудования электротехни-

ческих комплексов: Дис. д-ра. техн. наук. Самара: Са-

мар. гос. техн. ун-т, 2006. 373 с.

10. Федорченко С.Г., Федорченко Г.С. Интегральная

мера оценки состояния энергетической безопасно-

сти // Рroblemele energeticii regionale. Приднестров-

ский государственный университет им. Т.Г. Шевченко.

Еlectroenergetică, 2014, № 1(24). С. 1–16.

11. Китабов А.Н., Токарев В.П. Информационно-измеритель-

ная система диагностики погружного электродвигателя //

Вестник УГАТУ. Электроника, измерительная техника,

радиотехника и связь, 2011, т. 15, № 1(41). С. 163–164.

REFERENCES

1. Kozhin A.G., Soloviev I.G. Analysis of factors aﬀ ecting wear

of submersible electrical equipment // Vestn. cybernetics,

2006, no. 5, pp. 3-9.

2. Romanov V.S. Improving the operational eﬃ ciency of electri-

cal oil production complexes with submersible electric mo-

tors: Dis. … Cand. tech. sciences. Samara: Samar. state

tech. un-t, 2019, 87 p.

3. Farhadzade E.M., Farzaliev Yu.Z., Muradaliev A.Z., Ismailo-

va S.M. Methods and algorithms for comparing and ranking

the reliability and eﬃ ciency of the objects of electric power

systems // Electricity, 2017, no. 8, pp. 4-13.

4. Melnichenko V.E. Approaches to Determination of ESP Reli-

ability // Specialized Journal “Drilling and Oil”, 2017, no. 02,

pp. 35-42.

5. Saati T., Keris K. Analytical planning. Organization of sys-

tems. Per. from English. Moscow: Radio and communica-

tion, 1991, 224 p.

6. Farhadzade E.M., Farzaliev Yu.Z., Muradaliev A.Z., Abdul-

laeva S.A. Improvement of methods for increasing the re-

liability of objects of electric power systems // Electricity,

2016, no. 8, pp. 18-28.

7. Nazarov A.A., Kavchenkov V.P. Development of a method-

ology for assessing the reliability and priority of repairs in

the regional power system, taking into account the possible

risk // ELEKTRIC POWER. Transmission and distribution,

2020, no. 3, pp. 50-57.

8. Romanov V.S., Goldstein V.G. On the issue of damage-

ability, maintenance and repairs of submerged electrical

equipment for oil production // Bulletin of the Samara State

Technical University. Technical science series, 2020, no. 2,

pp. 111-122.

9. Tadjibaev A.I. Scientiﬁ c foundations of systems for assess-

ing the technical state 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. An integral mea-

sure for assessing the state of energy security // Proble-

mele energeticii regionale. Transnistrian State University

n.a. T.G. Shevchenko. Electroenergetică, 2014, no. 1(24),

pp. 1-16.

11. Kitabov A.N., Tokarev V.P. Information-measuring system for

diagnostics of a submersible electric motor // Vestnik US-

ATU. Electronics, measuring equipment, radio engineering

and communication, 2011, vol. 15, no. 1(41), pp. 163-164.

Оригинал статьи: Разработка методики оценки надежности и приоритетности ремонтов для электрооборудования нефтяной промышленности с учетом возможного риска

Ключевые слова: погружные электроустановки нефтедобычи, погружные электродвигатели, надежность, планирование ремонтов, управление режимами, комплексный показатель, риск

Читать онлайн

Отечественные предприятия нефтедобычи (ПН) в настоящее время активно используют риск-ориентированное управление погружным электрооборудованием (ПЭО) как основными производственными активами. Это, прежде всего, определяется естественным количественным ростом ПЭО и, соответственно, информации о его параметрах. Однако как, в целом, при текущем управлении режимами ПЭО, так и при планировании ремонтов, в частности, информация о его состоянии учитывается не в полной мере. Наибольшим образом это проявляется в определении риска аварийных отказов электропогружных установок (ЭПУ) с учетом критериев управления режимом и технико-экономической эффективности ПЭО. Предложен комплексный показатель для ранжирования объектов в парке ПЭО на основе сведений об их надежности при определении рисков аварийных отказов. Это позволяет установить приоритеты при планировании ремонтов и управлении режимами работы ПЭО.