Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса, погружной электродвигатель, тепловизионный контроль, техническое состояние, техническая диагностика.
Нефтедобыча осуществляется, как правило, механизированным способом, где выделяются два основных типа оборудования: установки штангового глубинного насоса и установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Основной объем добычи нефти приходится на УЭЦН – порядка 80% всей нефти в Российской Федерации [1].
Конструктивно УЭЦН представляет собой узкоспециализированный двигатель-насосный агрегат с большим соотношением длины агрегата к его диаметру. Следующая характерная особенность рассматриваемого электротехнического комплекса – необходимость работать в высокотемпературной, абразивной среде, содержащей химические компоненты агрессивные по отношению к конструкционным, изоляционным и другим материалам составляющим УЭЦН.
Среди узлов УЭЦНпогружной асинхронный электродвигатель (ПЭД) конструктивно наиболее сложный, а значит и потенциально наиболее подверженный преждевременному аварийному выходу из строя. Аварийный выход из строя ПЭДоднозначно приводит к прекращению работы всей УЭЦН.
Указанное обстоятельство и определяет актуальность задачи прогнозирования срока службы ПЭД в составе УЭЦН.
В качестве объекта рассмотрения, в настоящей работе, принят ПЭД асинхронный маслонаполненный, в составе: nкороткозамкнутых роторов(как правило n составляет от четырех до двух десятков), статор с двухполюсной обмоткой, и соответствующие конструктивные узлы [2,3].
На длительность и качество работы УЭЦН оказывает множество факторов разного рода — от конструктивных характеристик и материалов использованных в самой УЭЦН, до физическиразнородных процессов (тепловые, механические, геомагнитные, газодинамические, химические,…) происходящих в пласте, инициированных используемыми технологиями и геологическими свойствами пласта. Совокупность всех этих факторов обусловливает неодинаковые сроки жизни оборудования и его элементов. В качестве обобщенной характеристики,адекватно описывающей экономическую эффективность и техническое качество УЭЦН, принято использоватьпоказатель наработки на отказ [4].
На сегодняшний день, действующий эксплуатационный фонд скважин ХМАО-Югра составляет порядка 106 тысяч скважин. Средний межремонтный период ПЭД составляет сотни суток. [5].
Анализ причин аварийных отказов ПЭД позволил выделить перегрев статорных обмоток, как одну из основных (составляет 79,5% от всех аварийных отказов погружных насосов). В свою очередь 70% перегревов вызывается выходом из строя изоляции [2].
Выбор показателей имеет решающее значение при оценке и оптимизации деятельности всей системы [6]. Важнейшим показателем, используемым при эксплуатации, диагностировании и прогнозировании работоспособности изоляции является срок ее службы.Соответственно, в задаче прогнозирования срока службы ПЭД в составе УЭЦН, решение заключено в подзадачеадаптивного управления ПЭД по прогнозируемым критериям температурного режима обмотки статора. Отметим, что согласно эмпирическому правилу, снижение температуры обмотки статора ПЭД на 8-10 °С приводит к двукратному увеличению срока службы, а значит и увеличению межремонтного периода (МРП).
Таким образом, контроль температуры обмотки статора ПЭД определяется нами как основной инструмент диагностирования и прогнозирования срока службы ПЭД и, косвенно, всего УЭЦН[7,8].
Кафедрой энергетики Югорского государственного университета был проведен физический эксперимент измерения температуры пакетов ротора ПЭД. Испытуемый погружной электродвигатель 117-го габарита предварительно работал в режиме холостого хода. После того, как было определено, что температурный режим холостого хода установился, ПЭД был остановлен и его ротор «мгновенно» извлечен. Результаты произведенных тепловизионных замеров представлены на рисунке 2. Исследование тепловых полей данного технического объекта представляет отдельную научную задачу [7,8,10]. В данном случае были выделены наиболее «горячие» и наиболее «холодные» точки ротора состоящего из набора пакетов. Отметим, что и некоторые пакеты неоднородны в тепловом отношении.
Выявлено,что распределение температуры неравномерно (ее значения варьируются пределах 36,45-46,67°C) и в «слабых» местах наблюдается перегрев. На экспериментальной диаграмме, построенной по результатам проведенного эксперимента, можно заметить, что существуют пакеты ротора с аномально высокой (для режима эксперимента) температурой. Общий разброс температур составляет 24%. В соответствии с развиваемой авторами теорией [9,10,11], это является показателем возможности наличия зон локального перегрева обмотки статора и, как следствие, преждевременным аварийным выходом ПЭД из строя.
Исходя из анализа приведенных выше теоретических и экспериментальных данных, авторами предлагается техническое решение, обладающее следующим функционалом:
Нужна помощь в написании статьи?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Пишем статьи РИНЦ, ВАК, Scopus. Помогаем в публикации. Правки вносим бесплатно.
- выявление и контроль участков обмотки статора с превышением средней температуры (существующие прототипы реагируют только на среднюю температуру вдоль всей расточки статора);
- прогноз срока службы обмотки статора ПЭД в режиме реального времени.
Указанная совокупность теоретических положений и технических решений позволяет прогнозировать с высокой степенью достоверности фактическое тепловое состояние отдельных фрагментов обмотки статора ПЭД, и соответственно прогнозировать срок службы ПЭД по наиболее критическим элементам.
Список использованных источников
1. Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) // VSEONEFTI.RU . URL: http://vseonefti.ru
2. Ковалев В.З., Архипова О.В. Методика управления энергоэффективностью и надежностью электротехнического комплекса УЭЦН // Современные проблемы науки и образования. – 2014. – № 6; URL: http://www.science-education.ru/120-16219 (дата обращения: 19.10.2017)
3. Ковалев В.З. Эффективное использование энергии в насосных установках нефтеперекачивающих станций / В.З.Ковалев, Е.Г.Бородацкий // Промышленная энергетика.—2000.—№ 1.
4. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования
//Нефтяное хозяйство. 2002. — №9. — С. 77-80.
5. Каплан Л.С., Каплан А.Л. Технология и техника воздействия на нефтяной пласт. — Октябрьский, 2000. — 180 с.
6. Карминская Т.Д., Ковалев В.З., Ципорин П.И. Математическая модель оценки показателей качества деятельности системы однородных объектов // Доклады Томского гос. унта систем управления и радиоэлектроники. Томск. 2011. № 2-2. С. 181-184.
7. Ямалиев, В.У. Тепловизионный контроль технического состояния УЭЦН [Электронный ресурс] / В.У. Ямалиев, М.Д. Гилязова, А.С. Дулов //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» . – 2015. – № 3. – С. 271- 281. – URL: http://ogbus.ru/issues/3_2015/ogbus_3_2015_p271- 281_YamalievVU_ru.pdf
8. Ямалиев, В.У. Методы диагностирования станков-качалок [Электрон- ный ресурс] / В.У. Ямалиев, Л.К. Ардаширов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2013. – № 4. – С. 364- 373.– URL: http://ogbus.ru/authors/Yamaliev/Yamaliev_3.pdf
9. Ковалев В.З., Архипова О.В., Архипов А.В., Черкасова А.В. Энергетический подход к адаптивно
– селективной сборке электротехнических комплексов нефтегазодобычи // Международный научно-исследовательский журнал. — 2017. — № 9-3(63). — С. 36 — 38.
10. Ковалев В.З., Архипова О.В. Моделирование динамических режимов работы асинхронной машины с учетом тепловых переходных процессов // Нефтегазовое дело. — 2015. — № 1. — С. 115 — 118.
11. Arkhipova O.V., Kovalev V.Z., Kovaleva S.E. Simulation of dynamic modes of asynchronous ma- chines with regard to thermal transition processes // Международный научно-исследовательский журнал.
— 2015. — № 11-2(42). — С. 9 — 12.