Методическое и экспериментальное обеспечение определения технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат наук Шубин, Станислав Сергеевич

• Шубин, Станислав Сергеевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Шубин, Станислав Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ, СПОСОБОВ ПОЛУЧЕНИЯ И ОБРАБОТКИ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ, МЕТОДАМ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

1.1 Реализация процесса контроля технического состояния и обслуживания электропогружных насосных установок на предприятиях Российской Федерации

1.2 Оценка факторов, влияющих на работоспособность УЭЦН

1.3 Современные методы технического диагностирования установок электроцентробежных насосов

1.4 Вывод

2 РАЗРАБОТКА УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

2.1 Техническое обеспечение устройства для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации

2.2 Формирование квантованного сигнала

2.3 Представление и подготовка входных данных

2.4 Энтропийный анализ процесса при определении технического состояния установки электроцентробежного насоса

2.5 Применение рекуррентного анализа к исследованию временных рядов при определении технического состояния установки электроцентробежного насоса

2.6 Математический аппарат искусственной нейронной сети и его особенности

2.7 Выбор архитектуры нейронной сети

2.8 Определение технического состояния ПЭД

2.9 Методика работы с устройством по оценке технического состояния УЭЦН

2.10 Вывод по главе

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЭЦН

3.1 Экспериментальное обеспечение диагностирования технического состояния УЭЦН

3.2 Определение фазовых переходов технического состояния погружного электродвигателя при рекуррентном анализе временных рядов токов статорной обмотки

3.3 Формирование алгоритма определения технического состояния УЭЦН и определение сочетания критериев диагностирования технического состояния

3.4 Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Приложения А

Приложение Б

Приложение В

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методическое и экспериментальное обеспечение определения технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Традиционно в экономике Российской Федерации стратегически важную роль играет нефтегазодобывающая отрасль, что в свою очередь в последние двадцать лет вызвало интенсифицированное освоение месторождений Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций. Превалирующее место среди мехатронных объектов, задействованных при извлечении продукции скважин в данных регионах, занимают установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), что связано с их высокими технико-экономическими показателями эксплуатации.

Ввиду широкого распространения УЭЦН наиболее актуальной задачей является обеспечение эффективного контроля за действующим фондом скважин. Качество и оперативность принимаемого решения о техническом состоянии УЭЦН в процессе эксплуатации в значительной степени зависит от квалификации специалистов, занятых в производственном процессе обеспечения нефтедобычи - операторов цехов, инженерно-технических работников. Большие объёмы анализируемой информации о режимах эксплуатации УЭЦН инженерно-техническими работниками повышают вероятность ошибки определения его технического состояния, и, как следствие, принятия некорректного решения о необходимости воздействия на режим эксплуатации. Таким образом, задача разработки системы определения технического состояния УЭЦН для добычи нефти и газа является актуальной.

Как существующие, так и вновь разрабатываемые методы диагностирования предназначены для контроля единичных деталей, узлов и их параметров, характеризующих работоспособность объекта в целом и сводятся к анализу временных рядов, являющихся временными развертками параметров эксплуатации. Применяемые традиционно линейные методы исследования временных рядов были в последние десятилетия существенно расширены нелинейными методами, в основе которых лежат работы по теории

динамического хаоса, теории распознавания образов и теории информации, что способствует разработке и применению диагностических методов и средств с использованием современных элементов нелинейного анализа, получивших широкое теоретическое и практическое развитие.

Тема и содержание диссертационной работы соответствует требованиям паспорта специальности 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая отрасль): «7. Разработка и повышение эффективности методов технического обслуживания, диагностики, ремонтопригодности и технологии ремонта машин и агрегатов в целях обеспечения надежной и безопасной эксплуатации и продления ресурса».

Цель работы

Повышение эффективности определения фактического технического состояния установки электроцентробежного насоса в процессе эксплуатации.

Основные задачи исследования

1 Разработка критериев технического диагностирования установок электроцентробежных насосов, применимых в процессе эксплуатации, основанных на обработке временных реализаций электротехнических параметров.

2 Исследование влияния изменения технического состояния установки электроцентробежного насоса на временные реализации электротехнических параметров эксплуатации погружного электродвигателя и их вероятностно-статистические характеристики.

3 Разработка устройства для диагностирования технического состояния установки электроцентробежного насоса в режиме реального времени на основании математического аппарата искусственной нейронной сети.

4 Экспериментальное исследование в скважинных условиях методики по оценке технического состояния УЭЦН в процессе её эксплуатации.

Научная новизна

1 Разработаны вероятностно-статистические критерии технического диагностирования («Энтропия» - К[7], «Рекуррентная разность» - К[8-10]), позволяющие количественно оценить изменения динамики протекающих процессов в УЭЦН.

2 Установлены оптимальные сочетания параметров технического диагностирования К[1-10] (1а,ь,с- сила тока в статорной обмотке ПЭД К[1-3], илв.вс.сл- напряжение в статорной обмотке ПЭД К[4-6], «Энтропия» - К[7] и «Рекуррентная разность» - К[8-10]) для оценки технического состояния УЭЦН при эксплуатации на Кирском месторождении ООО «Башнефть-Добыча».

3 Установлены значения вероятности присутствия для различных технических состояний ПЭД Z[l-5] (21 - «Нормальная работа», 22 -«Дисбаланс токов», 23 - «Недогруз», 24 - «Перегруз», 25 - «Сопротивление изоляции») в зависимости от фактического технического состояниями УЭЦН Х[1-6] (XI - нормальная работа, Х2 - слом вала, ХЗ - снижение подачи, Х4 -снижение сопротивления изоляции, Х5 - срыв подачи, Х6 - заклинивание установки) при эксплуатации УЭЦН на Кирском месторождении ООО «Башнефть-Добыча».

Практическая ценность

1 Разработано устройство для определения технического состояния установок электроцентробежных насосов (патент РФ № 2525094 от 11.06.2014). Устройство прошло успешные испытания в ООО «Башнефть-Добыча» при эксплуатации на скважине № 654 Кирского месторождения.

2 Разработано методическое руководство по определению технического состояния УЭЦН, используемое при проведении работ по техническому диагностированию с применением разработанного устройства для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов.

Методы решения задач

Для решения поставленных задач использовались: теория информации, теория динамического хаоса и теория распознавания образов, аналитические и экспериментальные методы, направленные на определение технического состояния узлов и агрегатов, применяемых при извлечении пластового флюида из скважин. Информация для статистической обработки получена с помощью современных цифровых станций управления УЭЦН в промысловых условиях.

Основные защищаемые положения

1 Вероятностно-статистические критерии технического диагностирования установок электроцентробежных насосов («Энтропия» -К[7], «Рекуррентная разность» - К[8-10]).

2 Результаты экспериментальных исследований по анализу изменения соответствия расчётного и фактического технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации установки в зависимости от варьирования применяемых критериев технического диагностирования.

3 Программные и технические решения разработанного устройства для оценки технического состояния УЭЦН в процессе его эксплуатации с применением дифференцированного математического аппарата искусственной нейронной сети по типам неисправностей УЭЦН.

4 Методика оценки технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации с использованием предложенных критериев диагностирования.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- заседаниях кафедры нефтегазопромыслового оборудования УГНТУ;

- научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых учёных (г. Уфа, УГНТУ, 2012г.);

- всероссийской научно-технической конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, УГНТУ, 2010 г.);

- XVI международном научном симпозиуме им. академика М.А. Усова (г. Томск, ТПУ, 2012г.);

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в 8 печатных работах, в том числе в 3 статьях в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, в тезисах 4 докладов, 1 патенте на изобретение.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, основных выводов, библиографического списка и приложений. Работа изложена на 153 страницах машинописного текста, содержит 38 рисунков, 12 таблиц, библиографический список из 139 наименований, 3 приложения.

1 ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ, СПОСОБАМ ПОЛУЧЕНИЯ И ОБРАБОТКИ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ, МЕТОДАМ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

В рамках главы проведен обзор основных результатов работ, связанных с реализацией способов решения задач технического диагностирования и прогнозирования технического состояния установок электроцентробежных насосов, изложенных в работах отечественных и зарубежных авторов. Изучением вопроса оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов с применением современных информационно-измерительных систем занимались: Ишемгужин Е.И., Байков И.Р., Пашали

A.A., Мирзаджанзаде А.Х., Бахтизин Р.Н., Уразаков K.P., Матаев H.H., Китабов А.Н., Ефанов В.Н., Атнагулов А.Р., Маркелов Д.В., Перельман М.О., Пещеренко С.Н., Слепченко С.Д., Кучумов Р.Я., Ражетдинов У.З., Черников

B.C., Хасанов М.М., Коровин Я.С., Кутдусов А.Т., Смирнов Н.И., Горланов

C.Ф., Фролов C.B., Ханжин В.Г., Алиев Т.М. и другие [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44].

1Л Реализация процесса контроля технического состояния и обслуживания электропогружных насосных установок на предприятиях Российской Федерации

Установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), также именуемых как погружные электроустановки, добывается порядка 80% валового объёма нефегазосодержащей жидкости в Российской Федерации [45]. Погружные электроустановки относятся к комплексу мехатронных объектов нефтедобычи и входят в группу нефтепромыслового энергомеханического оборудования.

Первостепенной задачей, преследуемой при проведении технического диагностирования, является обеспечение оптимального качества эксплуатации и достижения высокого значения критерия - наработки на отказ [46, 47]. Также под оптимальным качеством эксплуатации стоит понимать экономические критерии и критерии, позволяющие оптимизировать показатель надежности для системы в целом, что рассмотрено в работах [48, 49]. Очевидно, что непредвиденные отказы оборудования приводят к необходимости проведения текущего или капитального ремонта скважин и, как следствие, простою скважины на время проведения указанных ремонтных работ, снижению коэффициента использования оборудования (Киз). Решение задачи технического диагностирования и прогнозирования остаточного ресурса УЭЦН позволит качественно повысить управляемость добывающего фонда, что будет иметь ряд положительных результатов:

- сокращение внутрисменных (ВСП) и цельносменных (ДСП) простоев, вызванных внезапными отказами глубинно-насосного оборудования (ГНО);

- снижение расходов на владение оборудованием, включающих в себя затраты на проведение текущего-капитального ремонта скважин, капитальный ремонт оборудования и транспортные расходы на завоз-вывоз (ГНО);

- повышение коэффициента использования оборудования (К1а) и наработки на отказ (ННО), являющихся индикаторами эффективности использования механизированного фонда.

В настоящее время в нефтегазодобывающих компаниях Российской Федерации вопрос оперативной диагностики (распознавания состояния технической системы) состояния УЭЦН стоит особенно остро и актуально в условиях борьбы за снижение себестоимости производственного процесса добычи нефти из недр пластовых залежей. Компоновка установок электроцентробежных насосов предполагает использование цифровых станций управления [50]. Станции управления комплектуются средствами автоматического срабатывания, которые автоматически приводятся в действие, если показания параметров функционирования УЭЦН выходят за

пределы уставок. Одновременно с этим инженерно-технический работник производит наблюдение за показаниями параметров УЭЦН (рисунок 1.1).

Все станции управления УЭЦН объединены в единую сеть (рисунок 1.2). Кустовой контроллер помимо стандартного набора функций для любой промысловой телемеханики, занимается циклическим опросом станций УЭЦН и сбором оперативной информации о режимах функционирования и значениях рабочих характеристик. Таким образом, кустовой контроллер содержит срез всех оперативно изменяющихся параметров со всех станций, и передаёт системе сбора только изменившиеся параметры, которые впоследствии анализируются и записываются в базу данных. С заданной периодичностью происходит автоматический опрос уставок станции управления и их передача на верхний уровень.

В случае необходимости контроля или модификации уставочных параметров инженерно-технический работник, имеющий на это соответствующие права доступа к системе сбора, выполняет прямой запрос с указанием определённых ячеек для каждого конкретного типа станции, при этом кустовой контроллер используется как ретранслятор между системой сбора и станциями управления [51, 52].

Определение наступления изменения технического состояния мехатронного объекта характеризуется показаниями по многим параметрам, которые редко удаётся формализовать в виде жёстких алгоритмов. В случае, если такая формализация возможна, то алгоритм определения типа неисправности УЭЦН принимает вид сложной продукционной модели [53].

Техническая реализация такой сложной продукционной модели представляется в большой степени трудоёмким процессом. В случае его успешного завершения выполнения, программная реализация данной продукционной модели на имеющихся вычислительных ресурсах требует времени, превосходящего время, равное интервалу между временем обнаружения неисправности и временем, за которое данная неисправность приводит к отказу УЭЦН [54].

Тем не менее, наличие продукционных моделей (жёстких правил, алгоритмов) диагностики неисправностей УЭЦН не является типичным для всех нефтегазодобывающих предприятий (очень часто и для структурных подразделений в рамках одной нефтяной компании и даже для более мелких составляющих одного и того же структурного подразделения).

Типичной является ситуация, когда наступление неисправности УЭЦН или неблагоприятная тенденция развития ситуации определяется инженерно-техническим работником исходя из его собственного жизненного опыта. Естественно, что нередкими являются случаи, когда оператор не справляется с «информационным валом» (как правило, в одном цехе НГДУ находится от 200 до 300 УЭЦН в постоянной эксплуатации), и вслед за неисправностью УЭЦН наступает полный отказ оборудования со всеми вытекающими отсюда неблагоприятными последствиями [55].

Рисунок 1.1-Обобщённая структура функционирования УЭЦН

Исходя из вышеизложенного можно сделать вывод о степени сложности реализации контроля за погружным электрооборудованием, нуждающимся в постоянном методически обоснованном контроле его ТС на всех этапах жизненного цикла.

Рисунок 1.2-Структурная схема системы сбора информации

Ключевым же уровнем контроля является технологическая служба. На неё возложены практически все задачи, связанные с контролем, диагностикой, прогнозированием дальнейшей динамики работы погружного электрооборудования, а также выносится решение о фактическом техническом состоянии. Помимо мониторинга технического состояния ГНО и УЭЦН в частности, на технологическую службу возлагается решение задачи организации своевременного проведения технического обслуживания (ТО) и проведения капитального ремонта (КР). На практике данная задача имеет разные стратегии реализации обслуживания, имеющие глубокие различия как в подходе, так и в их реализации [56, 57]:

- техническое обслуживание и капитальный ремонт по наработке (планово-профилактическое обслуживание);

— техническое обслуживание по фактическому состоянию.

В первом случае при проведении технического обслуживания по наработке предусматривается проведение плановых ремонтов и профилактических работ оборудования по истечению определенного срока эксплуатации, описываемого внутренним регламентом предприятия для соответствующего типа оборудования. В данном случае проверка ТС производится согласно графика проведения работ. Для этого, после достижения определенной наработки, погружное электрооборудование отправляют на сервисное ремонтное предприятие электропогружных

насосных установок (СРП УЭПН), где проводится профилактическое обслуживание, включающее в себя проведение комиссионного разбора и поузловой дефектоскопии, при необходимости производят замену дефектных деталей и узлов. Данный подход имеет ряд значительных недостатков, обусловленных простоями по причине спуско-подъемных операций и как следствие сокращение межремонтного периода и значительное увеличение упущенной выгоды. Данный подход не учитывает индивидуальные особенности эксплуатации ГНО в различных скважинных условиях, т.к. на безотказную работу большое влияние оказывают условия эксплуатации (скважинная среда, характеризуемая вязкостью, плотностью, температурой в интервале спуска, дебитом пласта, расположение в стволе скважины и рядом других факторов), а опирается исключительно на типоразмер УЭЦН. Исходя из изложенного можно утверждать о низкой эффективности данного подхода при применении его к УЭЦН, что подтверждается на практике - данная стратегия не применяется на отечественных предприятиях [58, 59].

Следующим подходом в реализации контроля за техническим состоянием является обслуживание по состоянию, характеризуемое совокупностью операций обслуживания, которые определяются его фактическим ТС в момент начала обслуживания. Сутью данного подхода является проведение ремонтных работ и остановка эксплуатации оборудования при достижении критериев диагностирования определенного уровня, характеризуемого высокой вероятностью отказа оборудования. Это позволяет увеличить эффективность от использования оборудования за счет сокращения ремонтных и профилактических работ, а также увеличить периоды эксплуатации [60, 61, 62].

Стратегия технического обслуживания по состоянию значительно отличается от стратегий ремонта по наработке и техническому обслуживанию по наработке. Отличительной особенностью данного подхода является необходимость организации грамотного технического контроля (мониторинг в режиме реального времени), а также требует наличия высокоточных и

эффективных средств диагностики и контроля ТС погружного электрооборудования.

В качестве частного случая обслуживания по техническому состоянию можно выделить обслуживание при наступлении отказа. Данный подход зачастую реализуется при условии возможности обеспечения контролируемой деградации оборудования, т.е. преднамеренное доведение оборудования до состояния отказа (отказ - это полное прекращение выполнения требуемой функции техническим объектом (элементом)) [60, 63, 64], преследующее цель максимизации значений наработки на отказ, и как следствие, сокращение затрат по причине недобора пластовой жидкости. К недостатку данного метода можно отнести высокую вероятность получения аварии, т.е. разрушение оборудования непосредственно в скважине, что влечет за собой значительные затраты на проведение работ по извлечению и очистки ствола скважины, либо «утрате» скважины.

Анализ различных стратегий реализации технического обслуживания глубинно-насосного оборудования показал, что наиболее подходящей стратегией обслуживания является обслуживание по техническому состоянию. Основополагающим фактором, позволяющим достичь высоких технико-экономических показателей при данном подходе является грамотно организованный контроль за техническим состоянием глубинно-насосного оборудования. В качестве наиболее важных условий для организации данной стратегии можно выделить [65, 66, 67, 68, 69]:

- унификацию стандартов и регламентов по техническому диагностированию и прогнозированию ресурса УЭЦН;

- применение научно обоснованных для данного типа оборудования критериев диагностирования;

- возможность реализации стандартов по техническому диагностированию с использованием имеющегося парка наземных и погружных средств измерений (наземных и погружных блоков телеметрии);

- согласованность всех субпроцессов сопряженных с проведением капитального ремонта скважин, высокую степень взаимодействия организаций, задействованных в нем;

- обеспечение идентификации класса отказа установки электроцентробежного насоса, так и причины, повлекшие его.

В настоящее время на предприятиях нефтегазодобывающей отрасли распространена методика контроля ТС по установленным допускам различных параметров диагностики. Диагностика погружного электрооборудования происходит на всех этапах жизненного цикла, поэтому существует проведение приемо-сдаточных испытаний после поступления нового или ремонтного оборудования, и параметрическая оценка ТС в процессе эксплуатации [70, 71, 72].

Рассмотрим реализацию технического контроля процесса при приёмосдаточных испытаниях. Большая доля отказов глубинно-насосного оборудования приходится на отказы ПЭД, причинами которых являются конструктивные особенности, продиктованные конструкцией скважин:

- протяжённая конструкция (до 18 м) при малом поперечном сечении (до 127 мм), что снижает его жёсткость;

- тяжёлые условия эксплуатации, связанные с наличием в пластовой жидкости различных примесей (солеотложения, механические примеси, асфальтосмолопарафиновые отложениями), что приводит к засорению насоса и, как следствие, перегрузке ПЭД;

- неудовлетворительный отвод тепла от корпуса ПЭД, что приводит к перегреву обмоток статора;

- нарушение герметичности ПЭД.

Существует разнообразие технических реализаций систем диагностирования ПЭД. Это связано с немонополизованностью рынка систем диагностики погружного оборудования. Каждая нефтяная компания вправе предъявлять все более жёсткие требования к продукции и, соответственно

выбирать наиболее достойный и приемлемый на её взгляд вид, и конкретный образец системы. Наличие на рынке широкого выбора систем диагностики обусловлено различным применяемым оборудованием в каждой компании в зависимости от условий эксплуатации и особенностей конкретного месторождения, а также финансовыми возможностями. Наиболее общая классификация систем диагностирования заключается в разделении их на системы, предназначенные для тестирования ПЭД на стендах (как правило горизонтальных) и для тестирования ПЭД в экспериментальной скважине (в условиях ремонтного предприятия). Каждый вид систем актуален, так как у каждого есть свои преимущества перед другим видом, которые невозможно реализовать в других системах [73, 74, 75, 76, 77].

Тестирование ПЭД на стенде проводится преимущественно в специализированных горизонтальных стендах диагностики, предназначенных для проведения наиболее полных и комплексных испытаний по количеству измеряемых параметров и, следовательно, формированию результата диагностики с наибольшей достоверностью. Такие стенды занимают большие площади и существуют на предприятиях в виде отдельных цехов [78].

Лидерами в производстве данного типа оборудования является: ООО «Камтехнопарк» и ЗАО «Новомет». Кроме этих предприятий производством испытательных стендов занимаются ЗАО «Мехта», НПЦ «Динамика».

Принцип работы у всех видов горизонтальных стендов практически одинаков и отличается незначительно с учётом особенностей технических решений конкретного производителя. Тестируемый ПЭД устанавливается на ложементы, маслопроводами подключается маслосистема, на головку ПЭД монтируется измерительная головка, подключается кабельный ввод. Далее после заполнения ПЭД маслом производится испытание.

Кроме того, наземные испытания ПЭД проводятся с помощью портативных анализирующих систем, основанных на измерении и обработке параметров вибрации отдельных точек оборудования. Такие системы используются для оперативного контроля состояния оборудования и дают

лишь приближенные результаты, так как в таких анализаторах предусмотрена стандартная интерпретация и обработка результатов, присущая большинству электрических машин [79, 80].

Подземные испытания ПЭД производят в так называемой экспериментальной скважине, предназначенной для проведения приёмосдаточных испытаний нефтяного оборудования и, в частности, УЭЦН. Она представляет собой обычную скважину с колонной насосно-компрессионных труб, располагаемых в ремонтных цехах, но, в отличие от промысловой скважины, её глубина определяется габаритными размерами тестируемого оборудования. Диаметр же обсадной колонны сохраняется таким же, как и промысловой скважины. Экспериментальная скважина при испытаниях ПЭД заполняется трансформаторным маслом для более полной имитации рабочих условий и, в частности, теплоотвода.

Применение экспериментальной скважины позволяет учитывать взаимное влияние функционирующих агрегатов УЭЦН и их взаимодействие с эксплуатационной колонной. При испытаниях в такой скважине производят полное подключение и спуск ПЭД, а измерения производятся с помощью портативного переносного одноточечного прибора, который производит замер параметра в области головки ПЭД, так как основная часть его расположена в скважине. Чаще всего используются приборы для измерения вибрации [81, 82].

Такие испытания наименее информативны с количественной точки зрения, но в результате возможно получить информацию при наиболее полной имитации реальных условий благодаря тому, что двигатель находится в рабочем (вертикальном) расположении и его омывает жидкость наиболее близкая по свойствам к флюиду, который омывает ПЭД при добыче нефти из промысловой скважины.

Также были проведены исследования по анализу источников вибрации и выявлены характерные неисправности и соответствующие им показатели в работе УЭЦН (ПЭД) в условиях стендовых испытаний, что на данный момент

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шубин, Станислав Сергеевич, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Астафьева Н.М. Вейвлет-анализ: Основы теории и примеры применения. - Успехи физических наук. - 1996. - т. 166, № 11- С. 1145-1170.

2. Ямалиев В.У. О возможности распознавания технических состояний глубинного бурового оборудования / Ямалиев В.У., Салахов Т.Р., Имаева Э.Ш. // Нефтегазовое дело. - 2005. - №3. - С. 127-132.

3. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования: Учеб. пособие для вузов, Е. А. Богданов.- М.: Высш. шк., 2006. - 279 с.

4. Байков И.Р., Смородов Е.А., Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 275 с.