Введение
7
ВВЕДЕНИЕ
Традиционно в экономике Российской Федерации нефтедобывающая
отрасль является стратегически важной частью. В последние десятилетия
происходит интенсивное освоение новых месторождений и эксплуатация
действующего фонда. В существующих экономических и хозяйственных ус-
ловиях функционирования оборудования нефтедобывающей отрасли можно
выделить ряд особенностей:
– в большинстве регионов России более 80 % добычи нефти производится
с помощью погружных электроустановок (ПЭУ) с погружными электродвигате-
лями (ПЭД), которые являются их основной технологической составляющей;
увеличилась трудоемкость процесса извлечения углеводородов из недр;
– многолетняя эксплуатация нефтяных месторождений привела к уве-
личению обводненности скважинной продукции;
– по данным эксплуатации, отмечается очевидный рост рисков техноло-
гических нарушений в составляющих ПЭУ и др.
Существующие технико-экономические аспекты корректной работы
предприятий нефтедобычи (ПН) основаны на выполнении повышенных тре-
бований к снижению производственных затрат на добычу нефти, что обеспе-
чивает высокую эффективность ПЭУ нефтедобычи, минимизацию рисков
отказов и технологических нарушений [1]. В организации высокоэффективной
эксплуатации и управлении жизненными циклами (ЖЦ) электрооборудования
ПН необходим комплексный подход к решению актуальных научных, техни-
ческих, экономических и организационных задач [2].
Одним из приоритетных направлений повышения эффективности работы
электрооборудования является полномасштабный анализ условий его экс-
плуатации. В значительной мере это необходимо для ПЭУ.
Принятые в отрасли нефтедобычи системы технического обслуживания
и ремонтов ‒ планово-предупредительного ремонта (ППР) и ремонта по те-
кущему техническому состоянию (РТС) – не могут в полной мере гаранти-
ровать поддержание и восстановление свойств, характеристик оборудования
ПЭУ. Происходит непрерывное снижение величины наработки на отказ
как нового оборудования, так и эксплуатируемого длительное время [8].
Описанные обстоятельства требуют от собственников (ПН) все более воз-
растающих финансовых возможностей для организации ремонтных циклов.
В сложившихся условиях эксплуатации ПЭУ доля удельных затрат на ре-
монты в нефтяной отрасли почти в два раза превышает смежные отрасли
топливно-энергетического комплекса (ТЭК) [3–5].
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
8
Каждая из названных стратегий ремонтов базируется на ключевых
принципах универсальности и применимости к обширному составу обору-
дования ТЭК, в частности ПЭУ ПН. Для системы ППР характерно проведе-
ние ремонтных и профилактических работ на основании жестких сроков
и рекомендаций, установленных отраслевыми стандартами и инструктивны-
ми документами для конкретного типа электрооборудования, а также фазы
его жизненного цикла [8–10]. При этом определение фактического состояния
оборудования ПЭУ ПН производится по формальным признакам непосред-
ственно во время проведения текущих (ТР), капитальных (КР) ремонтов
и технического обслуживания (ТО).
Рассмотренная стратегия ремонтов имеет ряд недостатков, в первую
очередь связанных с существенными неоправданными техническими затра-
тами и недоиспользованием ресурса оборудования. Можно утверждать, что
в структуре ППР, в частности для ПЭУ ПН, не учитываются индивидуальные
особенности эксплуатации и ведения режима работы скважины, а также воздей-
ствующие при этом эксплуатационные физические воздействия (ЭФВ), являю-
щиеся основной причиной износа и сокращения ресурса оборудования [4, 10].
Помимо этого, даже при качественном выполнении ТОиР (проведении
спускоподьемных операций, сборке-разборке оборудования с заменой наиболее
изношенных элементов и др.) не удается полностью гарантировать отсутствие
новых дефектов и отказов в межремонтном периоде (МРП) вследствие наруше-
ния взаимной совместимости новых и эксплуатируемых деталей [2, 11, 14].
Более современной, но также несовершенной является система ремон-
тов РТС, позволяющая повысить эффективность эксплуатации ПЭУ ПН
за счет организации ТОиР на основании графика, времени ремонта и данных
о текущем состоянии элементов ПЭУ, то есть с учетом рационального ис-
пользования технического ресурса. Однако и в данном случае имеет место
недоиспользование заложенного ресурса оборудования, так как в период
ТОиР целесообразно расширить объем работ для элементов ПЭУ, имеющих
повышенный износ [13–16]. Для этого необходимо обеспечить качественную
и достоверную информацию о фактическом текущем состоянии конструктив-
ных элементов ПЭУ, ключевым образом влияющих на работоспособность ком-
плекса, по имеющемуся составу диагностических параметров (ДП) [7–10, 13].
На основе анализа текущих ДП и их сравнения с граничными значениями
принимается аргументированное решение по дальнейшему режиму эксплуа-
тации оборудования и включению его в план ТОиР. Несомненно, особое
внимание при этом обращено на аварийные и предаварийные режимы рабо-
ты оборудования ПЭУ, поскольку это позволяет в динамике проконтролиро-
Введение
9
вать развитие дефектов, приводящих к аварийным отказам, выявить небла-
гоприятные режимы работы оборудования, составить информационную базу
данных по аварийности, произвести прогнозирование для уменьшения ава-
рийного ущерба [5, 8, 14].
В руководящем документе «Энергетическая стратегия России на период
до 2030 года» [Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р]
формулируется необходимость комплексной разработки и реализации мето-
дов, средств, направленных на качественное совершенствование эксплуата-
ции систем электроснабжения, и в частности системы электрооборудования
ПЭУ ПН [14–16].
Названные принципы разработки высокоэффективных инновационных
подходов к организации эксплуатации ПЭУ ПН заключаются прежде всего
в построении совершенно новой системы ТОиР, которая исключает все
недостатки, присущие «традиционным» стратегиям организации ремонтных
циклов, принятых в отрасли. Отметим, что стратегии ППР и РТС имеют ряд
общих позиций, поэтому их комплексное объединение предполагает создание
высокоэффективной системы организации ремонтов, позволяющей обеспечить
увеличение времени МРП, сокращение эксплуатационных затрат на ТОиР
и принятие обоснованных, аргументированных решений по определению
сроков, составу ТОиР и в целом эксплуатации всех элементов ПЭУ [2, 8, 11].
Объединение стратегий ТОиР по наработке и по текущему состоянию
начинается с предварительного анализа, в котором исходно выявляются пре-
вышения предельных значений показателей ДП. Кроме этого, производится
оценка технического состояния всех элементов ПЭУ и отбор тех из них,
которые имеют высокие показатели наработки, плохую аварийную
и предаварийную историю, существенные недостатки, зафиксированные
предшествующими ТОиР или связанные с другими ключевыми факторами
потенциальной опасности.
Решение об включении конкретного оборудования в план ТОиР прини-
мается на основании метода экспертных оценок [11]. Важным моментом
при принятии решения служит статистическая информация о технологических
нарушениях, сформированная на основании базы данных об аварийных отказах
в период нормальной эксплуатации ПЭУ. Это необходимо для оптимизации
управления эксплуатацией и жизненными циклами в кластерах ПЭУ ПН [16].
Важнейшей характеристикой ЖЦ ПЭУ ПН в формировании и построе-
нии ТОиР является ресурс электрооборудования во временном или парамет-
рическом определении. По существу, он дает количественную оценку спо-
собности ПЭУ противостоять разнообразным внешним и внутренним ЭФВ.
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
10
Данное противостояние возможно как за счет естественных свойств
и характеристик самого объекта по заложенным запасам внутренней стойко-
сти, так и в результате применения необходимого и достаточного набора
специализированных систем защиты. Отметим, что здесь в равной степени
следует учитывать ЭФВ как внешнего происхождения, направленные непо-
средственно на объект, так и внутреннего происхождения, возникающие
в самом объекте.
Повышение величины ресурса ПЭУ предопределяет значительную эко-
номию инвестиционных средств, материальной и ресурсной базы за счет
снижения плановых затрат на ремонтно-восстановительные работы
и пополнения парка оборудования ПЭУ. При этом необходимо решение
проблемы прогнозирования индивидуального ресурса ПЭУ ПН. Его основа −
оценка текущего технического состояния оборудования ПЭУ современными
средствами «щадящей» диагностики и наблюдений в процессе эксплуатации.
Ресурс технических объектов относится не только к техническим, но
и к экономическим показателям оценки текущего состояния. Современные
темпы научно-технического прогресса в науке и технике предопределяют
временные периоды естественной смены автоматизированного оборудования,
электрических машин и аппаратов в среднем каждые 10 лет. Для основного
оборудования ТЭК, особенно в нефтедобыче, вычислительной и управляющей
технике, указанные периоды инвестиционно-инновационного обновления
сокращаются в несколько раз. Именно поэтому показатель фактического
ресурса установки должен соответствовать ее установленному сроку службы.
На практике фактический ресурс оборудования предприятий ТЭК ока-
зывается значительно меньше нормативного и не достигает значений, опти-
мальных с экономической точки зрения. Установки ПЭУ ПН являются наи-
более ярким примером указанного несоответствия. Низкий уровень надеж-
ности, проектирования, изготовления, монтажа, технического обслуживания
в сочетании с экстремальным воздействием ЭФВ, особенно в неблаго-
приятных климатических условиях регионов Сибири, Якутии и Дальнего
Востока, приводит к снижению ресурса оборудования, вплоть до крити-
ческих значений.
Современные научно-технические разработки и решения позволяют
в значительной степени увеличить величину фактического ресурса ПЭУ ПН,
вплоть до значений, близких к пределу естественного и морального износа
установок. Погружное электрооборудование ПН как сложная техническая
система требует применения комплекса мер по повышению ресурса, в том
числе индивидуально к каждому узлу. В некоторых случаях достаточно
Введение
11
использования компетентного подхода к расчету и проектированию, в дру-
гих требуется коррекция организации ТОиР, режимов эксплуатации, приме-
нение вновь созданных материалов, новых конструктивных решений и т. д.
Увеличение величины ресурса оборудования служит одним из источни-
ков повышения энергетической, экономической и экологической эффектив-
ности функционирования ПЭУ ПН за счет оптимизации использования
материальных, трудовых и эксплуатационных затрат. Так, согласно исследо-
ваниям Б.И. Кудрина [6] увеличение величины ресурса ПЭУ ПН, а именно
ПЭД, в среднем на 10 % эквивалентно такой же экономии инвестиций
по производству новых погружных электродвигателей или вводу новых
мощностей. Одним из основных факторов, влияющих на величину ресурса,
являются действующие на ПЭУ элементы конструкции нагрузки.
Как отмечалось ранее, использование компетентного подхода к расчету
и проектированию, применение инновационных материалов – главные ис-
точники достижения стабильно высоких показателей величины ресурса ПЭУ
ПН, не требующие значительных материальных затрат. Поэтому разработку
методов прогнозирования ресурсов следует рассматривать как основной
и высокоэффективный подход, являющийся главным инструментом повы-
шения эффективности эксплуатации за счет установления зависимости вели-
чины ресурса ПЭУ ПН от внешних и внутренних факторов.
Особый практический интерес представляет прогнозирование индиви-
дуального ресурса ПЭУ на стадии эксплуатации, поскольку исследованию
подлежит действующее оборудование и конкретные режимы работы. Реше-
ние общей проблемы ресурса действующего парка оборудования открывает
для ПН дополнительные экономические возможности для повышения рента-
бельности производства. Ввиду большого разброса естественных характери-
стик и нагрузочных режимов скважинного оборудования величина индиви-
дуального ресурса также будет варьироваться в широких пределах. Так, на-
пример, относительное стандартное отклонение (или коэффициент вариации
Cv) величины ресурса ПЭУ ПН, в особенности ПЭД, находится в диапазоне
значений 0,25 ≤ Cv ≤ 0,35 [1, 2].
Прогнозирование величины индивидуального ресурса оборудования по-
зволяет более корректно планировать режимы работы, периоды ТОиР, под-
готовить ресурсную базу для обслуживания и ремонта, а также предупре-
дить возможные технологические нарушения и критические состояния.
Индивидуальное прогнозирование приводит к увеличению среднего ресурса
ПЭУ, предупреждает преждевременный останов работоспособного оборудо-
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
12
вания для профилактического восстановления или ремонта и позволяет
обоснованно определить оптимальный период эксплуатации. В некоторых
случаях возможно аргументированное продление рентабельной эксплуатация
скважинного оборудования при условии снижения нагрузок и коррекции режи-
ма работы. Поэтому процесс прогнозирования индивидуального ресурса ПЭУ
ПН можно рассматривать как систему управления эксплуатацией и ТОиР [7, 10].
Оригинал статьи: Введение
