ОЦЕНКА ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Серьезной проблемой в коммунальной сфере является эффективность использования скважинного оборудования и сокращение расходов на его эксплуатацию.

Строгое следование графику планово-предупредительных ремонтов (ППР) не позволяет решить эту проблему. Регламент ППР часто не согласуется с действительным состоянием и особенностью оборудования конкретной скважины, а также не учитывает условия ее эксплуатации.

Задача повышения межремонтного периода электронасосных скважин является задачей комплексной. Надежность УЭЦН формируется и определяется на 5-ти уровнях:

• при проектировании (конструктивная надежность);

• при изготовлении (технологическая надежность);

• при эксплуатации оборудования в скважине (эксплуатационная надежность);

• при выполнении текущих и капитальных ремонтов (ремонтная надежность);

• при реализации определенной технической политики потребителя (коньюктурная надежность);

Конкретная скважина отличается от среднестатистической, и является объектом с неповторимой комбинацией параметров. Поэтому одно оборудование служит дольше данного периода проведения ППР, другое меньше. Это приводит к тому, что для оборудования одних скважин сроки ППР оказываются чрезмерными, и они выходят из строя до наступления ремонта, а для других этот срок мал и их оборудование подвергают профилактическому ремонту, когда в этом еще нет необходимости. Практика показывает, что какой бы не была гибкой система ППР, она не может удовлетворять всем вариациям условий эксплуатации скважины, тем более что ремонт установок, в том числе и капитальный, проводится в основном не по графику ППР, а после наступления отказа.

Поэтому для оптимального использования ресурса, заложенного в установке, необходимо учитывать ее индивидуальное состояние и проводить ремонт по фактической потребности. Отсюда первостепенное значение приобретает задача определения фактического состояния оборудования скважины в процессе ее эксплуатации с целью установления фактической пригодности установки для дальнейшей работы, и тем самым фактической необходимости технического обслуживания и ремонта.

Переход к системе обслуживания по фактическому состоянию позволит исключить аварии, удешевить и сократить сроки ремонта.

Переход на систему обслуживания по фактическому состоянию предусматривает внедрение методов и средств диагностирования оборудования в межремонтный период, с обязательным изучением физических причин выявляемых дефектов.

Основу скважинного оборудования составляет центробежный насос и погружной электродвигатель, опускаемые в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Подобное размещение оборудования исключает визуальный контроль за его состоянием и существенно сокращает объем инструментального контроля. Поэтому диагностирование приходится проводить на основе незначительных по объему косвенных данных (давлению и расходу жидкости и силе тока, подаваемого на привод).

Информативность этих данных можно повысить за счет повышения точности проводимых измерений и определения частотного спектра измеряемого сигнала. Рассмотрение этой информации с учетом физики отказа машин позволит прогнозировать момент фактически потребной остановки оборудования на ремонт и указать причину этого ремонта.

Указанные выше традиционные измерения следует дополнить измерениями вибраций стенки водогонной трубы, вызываемых потоком протекающей по ней воды.

Частотный состав пульсирующего давления жидкости содержит информацию об источнике этих пульсаций – электронасосном агрегате. Методы анализа этого спектра традиционны для вибродиагностики. Анализ характера изменения во времени уровня отдельных (информационных) гармоник позволяет указывать с большой долей вероятности сроки и причину ремонта подконтрольного оборудования.

Оценка фактического технического состояния скважинного оборудования путем анализа вибраций стенки водогонной трубы была проведена на примере погружного электронасосного агрегата 1ЭЦВ14-210-300Х.

Измерения проводились с помощью прибора VIBROPORT. Получаемый при этом сигнал записывался на магнитофон и подавался затем на компьютер, где обрабатывался компьютерной программой с целью постановки диагноза технического состояния агрегата.

Спектр вибрации стенки трубопровода, служащий исходным материалом для постановки диагноза, показан на рис.1.

В качестве примера на рис.2 точками показан характер изменения величины лопастной гармоники насоса в межремонтный период. Сплошной линией на рисунке проведен график аппроксимирующей зависимости, отражающей физику отказа насоса (в данном случае износа его рабочего колеса). Параметры подобных зависимостей содержат сведения о фактическом ресурсе отдельных узлов насоса и физической природе наблюдаемых у них в данный момент времени дефектов.

Представленная на рисунках 1 и 2 информация подвергается компьютерной обработке по определенному алгоритму, что позволяет получать диагноз технического состояния насоса.

Пример протокола, содержащего подобный диагноз, приведен ниже.

Труды XIII международной научно-технической конференции по компрессоростроению. Сумы 2004