Меню

По для диагностики нефтегазового оборудования

Информационное и программное обеспечение в нефтегазовой отрасли

Ни для кого не является секретом, что Россия является мировым лидером по добыче и транспортировки за границу нефти и газа. Все компании, работающие в нефтегазовом комплексе, применяют исключительно качественно, надёжное и современное оборудование, а также самые последние разработки. Входит сюда и программное обеспечение. Такая тенденция роста обоснована экономической выгодой и инвестиционными вложениями.

Как и в любом другом бизнесе, основанном на добыче ресурсов, в нефтегазовой отрасли достичь положительных результатов можно при помощи оптимизации каждого этапа процесса, от геологической разведки до поставки конечного продукта потребителям. Постоянно меняющие мировые стандарты качества и законодательство заставляют многие организации НГК постоянно подстраиваться, тем самым меняя модель ведения своего бизнеса. Чем быстрее проходит такой процесс, тем меньше получается потерь. Помочь в этом сможет современное информационное обеспечение. Они легко интегрируются в любой существующий процесс. С их помощью вам предоставляется объединить все свои структурные подразделения в одну общую сеть, независимо от их удалённости друг от друга, и получать все необходимые данные в самые короткие сроки.

В каких областях НГК применяется программное обеспечение?

  • Разработка систем трёхмерной визуализации гидродинамических и геологических моделей нефтяных и газовых месторождений.
  • Корпоративные информационные системы.
  • Разработка алгоритмов для моделирования в упругой и пористой среде распространения сейсмических волн.
  • Географические информационные системы при освоении новых месторождений.
  • Разработка специально предназначенных программ, необходимых для сбора, анализа, систематизации и преобразования промышленной информации.
  • Определение свойств породы, её пористость и проницаемость.

В момент создания данного программного обеспечения выполняется ряд основных задач, направленных на эффективность работы. Что сюда относится?

  • Разработка математической модели.
  • Оптимизация задач.
  • Программная реализация численных методов.
  • Разделение алгоритмов, чтобы максимально ускорить проведение самих расчётов.

Такое информационное обеспечение, выполняемое ещё на стадии проектирования, способно сократить затраты на строительство и эксплуатацию объектов НГК примерно на 70 процентов. Кроме этого, с его помощью удаётся практически полностью (на 90%) устранить риски возникновения различных аварийных ситуаций.

На выставке «Нефтегаз», проходящем в ЦВК «Экспоцентр», особое место будет уделено современному программному обеспечению, которое сегодня применяется в нефтегазовой отрасли. Тут будут производить экспонирование компании не только с России, но и из других стран мира, предлагая потенциальной целевой аудитории передовые достижения, информационное обеспечение, современные технологии и оборудование.

Источник



Оценка технического состояния оборудования предприятий нефтегазовой отрасли на основе применения техноценологического метода

Задача обеспечения промышленной безопасности в условиях продолжающегося физического и морального износа оборудования предприятий нефтегазовой отрасли РФ обуславливает повышение роли методов и средств диагностики.

Существующие методы оценки технического состояния оборудования сосредоточены на изучении отдельных элементов технической системы.

Системный подход, основанный на ценологических представлениях, позволяет рассматривать не отдельно каждый элемент, а комплексно в виде техноценоза совокупность всего оборудования, расположенного на предприятии.

Выявлены закономерности взаимосвязи технического состояния электрооборудования с частотными характеристиками и параметрами генерируемых высших гармонических составляющих токов и напряжений.

Для параметрического описания оборудования предложены параметры, учитывающие техническое состояние, риски ущербов при отказе, а также стоимость технического обслуживания оборудования.

Описан алгоритм определения уровня поврежденности электрооборудования, основанный на использовании интегрального диагностического параметра.

Анализ, проведенный Федеральной службой государственной статистики Российской Федерации, свидетельствует о том, что степень износа оборудования предприятий нефтегазовой отрасли на конец 2010 года составляет 51,1 %, удельный вес полностью изношенных оборудования — 25,6 %, коэффициент обновления — 4,9 % (рис. 1).

Количество аварий на предприятиях нефтегазовой отрасли, по данным об аварийности и производственном травматизме на поднадзорных Ростехнадзору опасных производственных объектах, представлено на рис. 2 (для 2011 года данные за первое полугодие).

По данным Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору основную опасность для предприятий нефтегазовой отрасли представляют пожары — 58,5 %, загазованность — 17,9 % и взрывы — 15,1 % от об-щего числа опасных ситуаций (рис. 3).

Доля ущерба от пожаров по электротехническим причинам выросла с 21,8 % в 2004 г. до 31,5 % в 2006 г., за 2007 г. составила 25 %; за 2008 г. — 33,3 %; а за 2009 г. — около 21,7 %.

Анализ, проведенный Ростехнадзором, показывает что аварии обусловлены нарушением регламентов и инструкций по проведению ремонтных работ, а также морально и физически устаревшим оборудованием объектов нефтегазового комплекса.

Рис. 1. Состояние основных фондов нефтегазовой отрасли

Рис. 2. Число аварий на предприятиях нефтегазовой отрасли

Износ оборудования нефтегазовой отрасли и сохраняющийся уровень аварийности требует совершенствования методов оценки технического состояния, а также системы обслуживания и ремонта. Существующая система планово-предупредительного ремонта имеет следующие недостатки:

— относительно большие сроки между испытаниями и ремонтами, не позволяющие выявлять повреждения оборудования на ранней стадии их возникновения;
— обслуживание и ремонт выполняются без фактической их необходимости; — надежность работы после обслуживания с разборкой и заменой деталей
часто снижается;

— не обоснованная фактическим состоянием замена узлов и деталей с большим остаточным ресурсом.

Переход от регламентированных по времени профилактических и ремонтно-восстановительных работ к обслуживанию оборудования по фактическому техническому состоянию позволит повысить ресурс и надежность оборудования, сократить затраты на ремонт и простои.

Являясь дорогостоящим мероприятием, система ремонта и обслуживания по техническому состоянию требует определения наиболее приоритетного оборудования, требующего повышенного контроля. Ранжирование оборудования предлагается проводить на основании трех показателей, учитывающих техническое состояние, риски ущербов при отказе, а также стоимость технического обслуживания объекта.

Рис. 3. Основные опасности нефтегазовых производств

Показатель рисков ущербов при отказе оборудования рассчитывается по формуле, где величина риска определяется как произведение величины неже-лательного события (ущерба) на вероятность его наступления

где ki — масштабирующий коэффициент; pi — вероятность возникновения опасного события i-го класса; ci — величина ущерба при i-ом событии.

Для оценки вероятности возникновения событий используются данные статистики, подбор аналогии и мнение экспертов.

Коэффициент k введен, чтобы уравнять вес рисков, подсчитанный в реальных единицах, с рисками, оцененными экспертами по шкале от 1 до 10. По каждой единице оборудования подсчитывает-ся показатель, характеризующий техническое состояние объекта по формуле

где h — весовой коэффициент для учета важности диагноза для оборудования J-го вида;
di — показатель опасности диагноза по i-му виду контроля, учитывающий скорость развития и тяжесть последствия дефекта (снижение срока службы или ката-строфический отказ);
g — весовой коэффициент для учета важности рекомендации для оборудования J-го вида;
ri — показатель весомости рекомендации по i-му виду контроля, учитывающий трудоемкость операции технического обслуживания и ремонта;
I — количество видов контроля, участвующих в оценке технического состояния оборудования.

Показатель, учитывающий затратность технического обслуживания объек-та, определяется как

s= 1 —(CLCLJ/CLJ) 100

где CL — ежегодные затраты на проведение операций технического обслуживания объекта;
CJL — ежегодные удельные затраты на проведение технического обслуживания по J-й группе однотипного оборудования со сроком эксплуатации L

Значения CL, CLJ могут рассчитываться как в денежном выражении, так и в единицах трудоемкости. Значения переменных ci, ri, hJ, gJ необходимо определить путем экспертного оценивания.

Исследование состояния технической системы, включающей все установленное оборудование, нельзя основывать на изучении отдельного конкретного вида оборудования (из-за практической счетности), а также на анализе «среднего» вида.

Системный подход, основанный на ценологических представлениях, позволяет рассматривать не отдельно каждый элемент, а комплексно в виде техноценоза совокупность всего оборудования, расположенного на предприятии.

Техноценоз — ограниченная в пространстве и времени взаимосвязанная совокупность да-лее неделимых видов технического оборудования, объединенных слабыми связями, которые носят особый характер, определяемый конструктивной, а зачастую и технологической независимостью отдельных технических изделий и многообразием решаемых задач.

Для описания техноценоза необходимо оперировать выбор-кой данных в целом, как бы велика она ни была, что предполагает построение ранговых распределений, теоретическая основа которых лежит в области негауссовой математической статистики устойчивых гиперболических безгранично делимых распределений.

Основой техноценологического метода является ранговый анализ. На основе показателей, учитывающих риски ущербов и техническое состояние объекта, производится ранжирование всего оборудования, установленного на предприятии по формулам.

где W1 — параметр распределения;
b — ранговый коэффициент;

r — ранг оборудования, целые натуральные числа.

Объекты, получившие равные значения W1 дополнительно ранжируются согласно рассчитанным показателям s для того, чтобы минимизировать затраты по оборудованию, ожидающему очереди на техническое обслуживание и ремонт.
Результаты исследований и моделирования накопления поврежденности в элементах электрооборудования, выполненных на кафедре ЭАПП филиала ФГБОУ ВПО УГНТУ в г. Салавате, позволили выявить наличие закономерностей, связывающих параметры генерируемых двигателем электропривода гармонических составляющих токов и напряжений и технического состояния электрооборудования.

Читайте также:  Единый реестр компьютерного оборудования

Установлена также корреляция между параметрами генерируемых высших гармонических составляющих токов и напряжений, изменением частотных характеристик и техническим состоянием других видов электрооборудования — трансформаторов, кабельных линий.

Установлен гармонический состав токов (где Ki — коэффициент гармонической составляющей тока), генерируемых двигателем АИР 100S4 при различных значениях сопротивления изоляции.

Для измерения параметров гармонических составляющих токов и напряжений использовали измеритель показателей качества электроэнергии Ресурс-UF2M, укомплектованный программным обеспечением Ресурс-UF2Plus.

Прибор позволяет измерять параметры 40 гармонических составляющих тока КIn и напряжения КUn и углы сдвига по фазе jui(n) между соответствующими гармоническими состав-ляющими фазных токов In и напряжений Un.

Для идентификации технического состояния оборудования наибольшее применение нашли следующие методы распознавания:

1. Метрические методы распознавания образов, основанные на количественной оценке близости двух состояний объекта. Мерой близости считается рас-стояние между точками, изображающими состояние объекта в пространстве признаков.

2. Статистические методы, основанные на распределении по классам в соответствие с классификацией по правилу Байеса.

3. Динамические методы, основанные на представлении связи между входными и выходными сигналами объекта с помощью передаточной функции. Передаточная функция определяется как отношение выходного и входного сигналов объекта, преобразованных по Лапласу.

4. Метод искусственных нейронных сетей, основанный на использовании элементов, функциональные возможности которых аналогичны большинству элементарных функций биологического нейрона. Важным преимуществом использования нейронных сетей в задачах диагностики является обучаемость. В процессе работы системы диагностики можно выполнять добавление или корректировку диагностического словаря.

Применение искусственных нейронных сетей в задачах диагностики находит все больший интерес. Ведь, по сути, нейронные сети позволяют сократить ап-парат распознавания образов, без изменения достоверности результатов.

Для диагностики электрооборудования по значениям параметров генерируемых гармонических составляющих токов и напряжений, разработано программное обеспечение Оценка технического состояния электрооборудования на основе интегральных параметров (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ 2012615158, авторы: Баширов М.Г., Юмагузин У.Ф., Миронова И.С., Акчулпанов В.Г.)

Программа обеспечивает выполнение следующих функций:
— фильтрация гармонических и субгармонических составляющих фазных токов и напряжений, поступающих из сети;
— создание и редактирование искусственной нейронной сети;

— формирование интегральных параметров оценки технического состояния электрооборудования.

Диагностика основных неисправностей электродвигателя осуществляется на следующих характерных частотах:
— наличие межвитковых замыканий в обмотках статора, замыкания фазы на корпус обмотки статора и повреждения ротора — на частоте питающей сети;
— несоосность валов электродвигателя и связанных с электродвигателем механических устройств — на частотах, кратных частоте вращения электродвигателя;
— дефекты ременной передачи нагрузки — на частотах, кратных частоте биений ремня;
— повреждения подшипника — на частотах, кратных частоте вращения ротора; — повреждения связанных с электродвигателем механических устройств из
группы: насос, вентилятор, компрессор — на лопаточной частоте.

Алгоритм определения уровня поврежденности электрооборудования, основанный на использовании интегрального диагностического параметра, представлен на рис. 5.

Рис. 5. Алгоритм определения уровня поврежденности электрооборудования, основанный на использовании интегрального диагностического параметра

Значение показателя поврежденности электрооборудования, вызванной электрическими причинами DЕ:

DE = F( KInA, KUnA, f ui(n)A, KInB, KUnB, f ui(n)B, KInC, KUnC, f ui(n)C) =

= F( (wInAKInA + wUnAKUnA + wui(n)Af ui(n)A + wInBKInB + wUnBKUnB +

+ wui(n)Bf ui(n)B + wInCKInC + wUnCKUnC + wui(n)Cf ui(n)C)

где КInА,В,С -коэффициентгармонических составляющих токов;

КUnА,В,С -коэффициентгармонических составляющихнапряжений;

jui(n)А,В,С — угол сдвига по фазе между соответствующими гармоническими состав-ляющимифазныхтоков инапряжений;
k -номергармоническойсоставляющей, кратнойчастоте питающейсети.

Значение показателя поврежденности электрооборудования, вызванной механи-ческимипричинами DМ

DМ = F( KInA, KUnA, f ui(n)A, KInB, KUnB, f ui(n)B, KInC, KUnC, f ui(n)C) =

= F( (wInAKInA + wUnAKUnA + wui(n)Af ui(n)A + wInBKInB + wUnBKUnB +

+ wui(n)Bf ui(n)B + wInCKInC + wUnCKUnC + wui(n)Cf ui(n)C)

где m -номерсубгармонической составляющей фазных токов и напряжений.

Значение поврежденности элементов электрооборудования, вызванной электрическими причинами, анализируется искусственной нейронной сетью 1, значение поврежденности, вызванной механическими причинами — искусственной нейронной сетью 2. Совокупность значений показателей режимов работы и поврежденности элементов электрооборудования Dm анализируется искусственной нейронной сетью 3, ко-торая выдаёт результат — значение интегрального диагностического параметра поврежденности D

DS = F 1 wuDM + 2 weDE

где wu, we — весовые коэффициенты нейронной сети 1, 2 для соответствующих диагностических параметров соответственно.

Для фильтрации гармонических составляющих фазных токов и напряжений, поступающих из сети, применяют углы сдвига по фазе jui(n) между соответствующими гармоническими составляющими фазных токов In и напряжений Un.

Если угол сдвига меньше (+90) или больше (90), то данная гармоническая составляющая поступает из сети и из анализа исключается.

Источник

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ Джумагазиева Ш.К.

Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга имени Ш. Есенова

ISSN (печатный вариант): 2073-0071

Ключевые слова

диагностирование, насосное оборудование, метод магнитной памяти, diagnosis, pump equipment, magnetic memory method

Просмотр статьи

⛔️ (обновите страницу, если статья не отобразилась)

Ваш браузер не поддерживает фреймы

Аннотация к статье

Методика диагностирования насосного оборудования нефтяных промыслов, основанная на методе магнитной памяти металла дает большую возможность решить ряд проблем связанных с повышением качества оборудования, сокращением затрат на эксплуатацию и сроков его освоения.

Текст научной статьи

В настоящее время использование насоса и насосного оборудования установленного на нефтяных промыслах правильно и эффективно невозможно без применения новых методов и средств контроля и прогнозирования их технического состояния и технологических параметров. Разработка современных методов диагностики позволяет решать ряд проблем связанные с повышением качества оборудования, сокращением затрат на эксплуатацию и сроков его освоения. Внедрение методов и средств диагностирования, включающая техническое обслуживание и ремонт по результатам диагностирования, позволяет [1]: • сократить время поиска неисправностей и причин отказов; • перейти от традиционной системы планово-предупредительных ремонтов к ремонту с учетом фактического технического состояния оборудования, что способствует увеличению ресурса работы оборудования, позволяет сократить затраты на ремонт, уменьшить потребность в запасных частях и ремонтном персонале, повысить качество выполнения ремонта, сократить время его проведения; • перейти к оптимальному управлению технологическим процессом на объектах нефтедобычи с учетом фактического состояния оборудования с целью повышения эффективности и экономичности работы энергомеханического оборудования; • повысить коэффициент использования оборудования; • уменьшить вероятность внезапных отказов и тем самым повысить безопасность труда и исключить значительный ущерб. Таким образом, проблема повышения надежности раннего обнаружения дефектов насосного оборудования нефтяных промыслов путем диагностирования их технического состояния является актуальной. Диагностирование — одна из важных мер обеспечения и поддержания надёжности технических объектов. Рассмотрим погружные электрические центробежные насосы (ПЭЦН), предназначенные для подъема пластовой жидкости из глубоких, высокодебитных скважин. В состав такой установки в общем случае входят такие компоненты, как компенсатор, погружной электродвигатель, кабель, протектор, газосеператор, многосекционный электроцентробежный насос (ЭЦН), обратный клапан, сливной клапан, трубы НКТ, устьевой штуцер, станция управления, трансформатор [2]. Центробежные насосы являются наиболее распространенным видом лопастных машин. Это обусловлено их существенными преимуществами над другими насосами. В первую очередь, следует отметить равномерность и широкие границы регулирования расхода при относительно высоком КПД, возможность непосредственного соединения с высокоскоростными электродвигателями и газовыми турбинами, небольшие габаритные размеры и вес. Отказы и снижение работоспособности насосного оборудования главным образом связаны с накоплением необратимых повреждений в их деталях, узлах и элементах. Эти повреждения бывают как механического (усталость, изнашивание, растрескивание и накопление пластических деформаций), так и физико-химического происхождения (коррозия, эрозия и адсорбция). При этом многие виды повреждений возникают в результате комплексного воздействия различных факторов. Известно, что безаварийная работа насосного агрегата в оптимальных режимах в значительной степени зависит не только от правильного выбора и обеспечения основных конструкторских решений при проектировании и изготовлении, но и от условий и выполнения правил их эксплуатации [3]. Диагностика ПЭЦН проводится при остановке установки. Наиболее распространенными причинами отказов установок погружных электрических центробежных насосов являются засорение насоса мусором; засорение насоса песком; солеотложения на рабочих органах насоса; износ рабочих органов насоса; коррозия; засорение механическими примесями. При эксплуатации погружных насосов имеются случаи их усталостных повреждений, что вызывает большие экономические потери. Проблема усугубляется низкой эффективностью традиционных средств неразрушающего контроля из-за сложной формы деталей. Процессы усталости и коррозии протекают более интенсивно в зонах концентрации механических напряжений, являющихся основными источниками разрушения установок погружных центробежных насосов. Поэтому методы технической диагностики, имеющие корреляцию с механическими напряжениями необходимы для своевременного выявления деталей близких к повреждениям. Эффективным методом при оценке напряжённо-деформированного состояния оборудования является метод магнитной памяти (ММП) металла. Все детали ПЭЦН в исходном состоянии имеют остаточную намагниченность, сформировавшуюся естественным образом при их изготовлении и эксплуатации [4]. Установлено, что естественная намагниченность отображает структурную и технологическую наследственность детали. В условиях эксплуатации эта намагниченность изменяется и перераспределяется под действием рабочих нагрузок. Необратимое изменение намагниченности в направлении действия главных напряжений от рабочих нагрузок, а также остаточную намагниченность деталей и сварных соединений после их изготовления и охлаждения в магнитном поле Земли, предложено называть магнитной памятью металла. Для своевременного выявления участков труб, насосов и деталей с максимальной концентрацией напряжений, а также для проведения неразрушающего контроля перед спуском в скважину, предлагается применять метод магнитной памяти металла. Основные преимущества ММП: — не требуется применение специальных намагничивающих устройств, так как используется явление естественного намагничивания деталей в процессе их изготовления и эксплуатации; — места концентрации напряжений заранее не известны и определяются в процессе контроля; — не требуется зачистка металла и другая какая-либо подготовка контролируемой поверхности; — высокая скорость контроля (до 2м/сек); — для выполнения контроля по предлагаемому методу используются приборы, имеющие малые габариты, автономное питание и регистрирующие устройства. Рассматриваемый магнитный метод контроля концевых деталей и труб может быть использован самостоятельно и (или) в сочетании с другими разрушающими и неразрушающими методами. Метод МПМ относится к неразрушающему пассивному феррозондовому магнитному методу. Метод МПМ основан на измерении и анализе распределения собственных магнитных полей рассеяния металла изделий, отражающих их структурную и технологическую наследственность [5]. При контроле используют естественную намагниченность, сформировавшуюся в процессе изготовления изделия в слабом магнитном поле. Метод МПМ определяет зону концентрации напряжений (ЗКН), наличие дефектов и неоднородности структуры металла. Метод МПМ применяют на изделиях из ферро- и парамагнитных сталей и сплавов, чугунах, без ограничения контролируемых размеров и толщин. При использовании метода МПМ оборудование и конструкции контролируют как в рабочем состоянии (под нагрузкой), так и при их останове (после снятия рабочей нагрузки). Зачистка и подготовка поверхности не требуются. Изоляцию рекомендуется снять. Акустические шумы и механические вибрации не оказывают влияния на результаты контроля. Для контроля оборудования с использованием метода МПМ применяют специализированные магнитометрические измерители концентрации напряжений, одним из представителей которых является прибор ИКНМ-2ФП. Прибор ИКНМ-2ФП имеет цифровую индикацию измеряемых данных без регистрации, имеет блок памяти с возможностью записи до 1000 измерений, имеет возможность записи информации в энергонезависимую память 2Мб с последующим сбросом данных на компьютер, а также возможность отображения параметров контроля в виде графиков на жидкокристаллическом графическом индикаторе с разрешением 97х32 точки. Прибором ИКНМ-2ФП измеряют нормальную и/или тангенциальную составляющие собственного магнитного поля рассеяния Нр на поверхности объекта контроля (ОК) непрерывным или точечным сканированием датчиком прибора, при этом на поверхности ОК определяют зоны с экстремальными изменениями поля Нр и линии с нулевым значением поля Нр (Нр = 0). Эти зоны и линии соответствуют зонам концентрации остаточных напряжений. Для количественной оценки уровня концентрации остаточных напряжений определяют коэффициент интенсивности Kин, А/м2, изменения магнитного поля Нр по формуле [6]: (1) где ΔНр — разность поля Нр между двумя точками контроля, Iк — расстояние между точками контроля. Зоны максимальной концентрации остаточных напряжений соответствуют максимальному градиенту нормальной и/или тангенциальной составляющей поля Нр. Результаты контроля записывают в блок памяти приборов и затем, используя соответствующее программное обеспечение, определяют зону концентрации напряжений с максимальным значением и считывают среднее значение для всех ЗКН, выявленных на объекте контроля. После определения значений и для всех зон, выявленных при контроле, выделяют две — три ЗКН с самыми большими значениями и вычисляют магнитный показатель деформационной способности m по формуле [6]: (2) Отношение m рассчитывают отдельно для градиентов нормальной и тангенциальной составляющих поля. Если m превышает предельное значение mпр, то делают вывод о предельном состоянии металла, предшествующем повреждению ОК. Магнитный показатель mпр характеризует деформационную способность металла на стадии упрочнения перед разрушением и определяют в лабораторных и промышленных условиях по специальной методике. В ЗКН с максимальными значениями выполняют дополнительный контроль разрушающими или неразрушающими методами и отбирают наиболее представительную пробу металла или образец для исследования структуры и механических свойств металла. Результаты контроля фиксируют в протоколе, при этом указывают следующие данные: — наименование узлов и участков, на которых выявлены ЗКН; — экстремальные значения поля Нр и его градиента Kин в ЗКН; — наработку объекта контроля с начала эксплуатации; — тип прибора, используемого при контроле; — выводы по результатам контроля; — дату контроля, фамилию и подпись специалиста, выполнявшего контроль. По результатам контроля составляют заключение с анализом результатов, выводами и приложением магнитограмм, характеризующих состояние объекта контроля. Результаты контроля сохраняют до следующего обследования ОК. Методика позволяет: — выявлять концевые детали, работающие в наиболее напряженных условиях и предрасположенные к повреждениям; — определять концевые детали с максимальной концентрацией напряжений, в которых коррозионные и усталостные процессы металла развиваются наиболее интенсивно; — определять контрольную группу концевых деталей с целью наблюдения за развитием в них дефектов и обеспечения их своевременной замены; — по характеру распределения поля остаточной намагниченности на концевых деталях устанавливать эксплуатационные, конструктивные причины, обусловившие концентрацию напряжений. Контроль концевых деталей может выполняться оператором на ремонтной площадке или непосредственно возле скважины в сборке. Для выполнения измерений напряжённости магнитного поля рассеяния Нр на поверхности концевых деталей используется прибор типа ИКН (измеритель концентрации напряжений магнитометрический), имеющий жидкокристаллический экран для графического представления параметров контроля, регистрирующее устройство на базе микропроцессора, блок памяти 32Мб и сканирующие устройства в виде специализированных датчиков с феррозондовыми преобразователями. Прибор имеет возможность переноса результатов контроля с запоминающего устройства (ЗУ) на персональный компьютер и распечатки на принтере. В комплекте с прибором поставляется программный продукт для обработки результатов контроля на компьютере. Современная методика диагностирования насосного оборудования нефтяных промыслов, основанная на методе магнитной памяти металла позволит решить ряд проблем связанных с повышением качества оборудования, сокращением затрат на эксплуатацию и сроков его освоения.

Читайте также:  Услуги по ремонту компьютеров и периферийного оборудования это

Источник

Диагностика нефтегазового оборудования

Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курс лекций
Язык русский
Дата добавления 15.05.2018
Размер файла 580,3 K
  • посмотреть текст работы
  • скачать работу можно здесь
  • полная информация о работе
  • весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«УЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ«

Кафедра «Тепловая и топливная энергетика«

на тему: «Диагностика нефтегазового оборудования«

Выполнил: студент группы ТЭбд-41

Проверила: Хахалева Л.В.

Содержание

    1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов
  • 2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов
  • 3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей
  • 4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций
  • 5. Многоуровневая структура диспетчерской службы
  • 6. Пуск, остановка и ведение технологического процесса перекачки
  • 7. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов

1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов

Для определения степени износа и обнаружения появившихся в процессе изготовления или эксплуатации дефектов деталей производятся различные технические измерения.

Дефект — это отдельное несоответствие того или иного изделия или детали установленным требованиям. Дефекты бывают явными и скрытыми, критическими и некритическими. При наличии критического дефекта использование детали по назначению невозможно.

По происхождению дефекты бывают производственными и эксплуатационными.

К производственным дефектам относятся: усадочные раковины — полости, образующиеся при остывании металла; неметаллические включения, попадающие в металл извне; неравномерность химического состава металла в отливках; волосные трещины, образующиеся внутри толстого проката; закалочные трещины — разрывы металла в процессе закалки. Сюда же можно отнести трещины в зоне сварного шва; непровары — отсутствие сплавления между основным и наплавленным металлом, а также между отдельными слоями при многослойной сварке.

К эксплуатационным дефектам относятся: трещины усталости — разрывы в детали вследствие длительного действия высоких переменных напряжений, которые возникают в местах концентрации напряжений. Ширина раскрытия трещин усталости не превышает нескольких микрометров. К эксплуатационным дефектам также можно отнести:

• коррозионные поражения металла в результате химического и электрохимического воздействия, масштаб которых зависит от агрессивности среды. Коррозия может быть сплошной, точечной, ячейковой;

• трещины ползучести, которые возникают в металлах по границам зерен при высоких температурах;

• термические трещины, возникающие при резкой смене температур, при недостаточной смазке и заеданиях поверхностей трущихся деталей;

• трещины-надрывы, возникающие при перегрузке деталей при работе в нерасчетном режиме.

Дефекты геометрии трубы могут быть как производственными, так и эксплуатационными: вмятина; гофр — чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси трубы. Эрозия, вмятина в прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы.

Эксплуатация трубопровода при наличии опасных дефектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки.

Причинами дефектов и разрушения валов могут быть причины металлургического характера, когда имеются дефекты в заготовках: поверхностные и внутренние трещины, расслоения и разрывы вследствие механических и термических напряжений, возникающих при изготовлении прутков.

Наиболее опасными с точки зрения возникновения усталостных трещин являются сечения, в которых изменяется диаметр вала (галтельные переходы) и шпоночные пазы в местах посадки рабочего колеса на вал и под муфтой. Разрушение вала может произойти под рабочим колесом под действием циклических нагрузок. Местом зарождения трещин являются шпоночные канавки, где условия работы материала наиболее тяжелые.

Кроме перечисленных дефектов существуют следующие отклонения формы отдельных деталей от проектной: овальность, конусность, бочкообразность, изогнутость, неплоскостность. Существуют также отклонения относительного расположения отдельных деталей в собранном узле: перекос осей и непараллельность, торцевое биение, несоосность, радиальное биение, несимметричность.

Объективная информация о техническом состоянии механизмов получается с помощью средств технической диагностики-информационно-измерительного комплекса, позволяющего анализировать и накапливать информацию. В основу количественной оценки технического состояния положен диагностический параметр. В качестве параметров могут использоваться: мощность навалу; давление; температура; параметры вибрации и т.д.

При диагностировании оборудования и трубопроводов используют следующие важные понятия.

Работоспособность — состояние механизма или иного объекта, при котором он способен выполнять свои функции.

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособности механизма или иного объекта (понятие вероятностное).

Неисправность — состояние объекта, при котором он не соответствует одному из требований техдокументации.

Безотказность-свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого периода времени (времени наработки).

Долговечность — свойство механизма сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта (ТОР).

Срок службы — это все календарное время эксплуатации оборудования (например, насоса) до предельного износа.

Надежность — это свойство объекта выполнять заданные функции. Это главный качественный показатель объекта. Основной показатель надежности — вероятность безотказной работы, которую называют функцией надежности.

В разные периоды эксплуатации насосов частота (интенсивность) отказов разная (рис.1). Здесь три периода: I — приработки; II — нормальной эксплуатации; III — старения.

диагностика контроль нефтегазовый трубопровод

Природа высокой интенсивности отказов (период!) заключается в не идеальности изготовления деталей и незамеченных дефектах.

Рис.1. Типичный график интенсивности отказов механизмов в процессе эксплуатации

Период внезапных отказов II неустраним, их интенсивность невелика до тех пор, пока износ деталей не достигает некоторой величины — после чего наступает период старения III.

Для оценки параметров надежности насоса необходимо выбрать элемент, лимитирующий надежность. Для насосов такими элементами являются торцовые уплотнения (средняя наработка 3500 ч), щелевые уплотнения (6300 ч), подшипники (12000 ч), валы (60000 ч). Главный резерв повышения параметров надежности насоса-повышение качества торцовых уплотнений.

Межремонтный ресурс насосного оборудования колеблется в пределах 4000-8000 ч. Около 30% всех отказов падают на торцовые уплотнения валов, 15% —на подшипники, 9% — на маслосистему. Повышенная вибрация вызывает до 10% отказов. По вине персонала — до 12%.

Основной причиной снижения КПД насосов (до 3%) является износ щелевого уплотнения и рост перетока нефти из полости нагнетания во всасывающий патрубок.

Пагубно на состоянии насосов сказывается вибрация, при которых детали испытывают знакопеременные нагрузки и быстро разрушаются. В первую очередь разрушаются подшипники и соединительные муфты. Вибрация ослабляет крепление узлов к фундаменту и узлов между собой.

Не существует машин с идеальным качеством изготовления, поэтому невозможно ликвидировать все процессы, вызывающие вибрацию насосов. Центр масс ротора никогда не совпадает с осью вращения вала. Сила механического дебаланса является основным источником появления вынужденных гармоник вибрации роторных машин. Рост амплитуд отдельных гармоник вибрации используется в качестве диагностического признака наличия дефектов. В 90% случаев аварийной остановки насоса этому предшествует резкое увеличение амплитуды вибраций.

Диагностический метод эксплуатации оборудования сводится к сопоставлению диагностического параметра с допустимым значением. Вибрационная диагностика основана на использовании среднеквадратичного значения виброскорости (мм/с), например, крышки или корпуса подшипника.

Неразрушающий контроль (НК) позволяет обнаружить дефекты и проверить качество деталей без нарушения их пригодности к использованию по назначению. Перечислим несколько существующих методов неразрушающего контроля.

Визуально-оптический метод позволяет выявить относительно крупные трещины, механические повреждения, остаточную деформацию.

Капиллярный метод основан на увеличении контраста между дефектами и бездефектным материалом с помощью специальных проникающих жидкостей.

Ультразвуковой контроль позволяет определить координаты и площадь дефекта. Шуп должен плотно прилегать к поверхности изделия.

Магнитная дефектоскопия основана на том, что дефекты изделий вызывают искажения магнитного поля, наведенного в изделии.

Гамма-дефектоскопия позволяет выявить скрытые дефекты с помощью портативных и маневренных приборов.

Важнейшими характеристиками методов неразрушающего контроля являются чувствительность и производительность. Чувствительность определяется наименьшими размерами выявляемого дефекта. Вышеперечисленные методы позволяют обнаружить трещины раскрытием более 0,001 мм.

Гаммаграфический метод фиксирует трещины, глубина которых составляет 5% от толщины детали.

Неразрушающий контроль валов насосов и электродвигателей проводится с применением визуального, ультразвукового и магнитопорошкового методов при входном контроле, так и при эксплуатации и ремонте. При этом выявляются поверхностные и внутренние трещиноподобные дефекты, раковины и другие нарушения сплошности материала. НК проводится через каждые 10-16 тыс. ч наработки вала в зависимости от мощности и количества пусков насоса.

При выполнении послестроительной дефектоскопии производится проверка:

• внутренней геометрии труб и состояние стенок после укладки и засыпки трубопровода;

• сплошности изоляционного покрытия после его засыпки методом катодной поляризации.

Внутренняя геометрия (вмятины и изгибы) проверяется пропуском калибровочного устройства (снаряда-профилемера) в потоке воды или воздуха. Пропуск осуществляется по технологии пропуска очистного устройства.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения трещин и других дефектов в стенках труб и сварных соединениях. Она проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной или насосной станции должен быть согласован со скоростью перемещения снаряда (обычно используется скорость около 1,0 м/с). При увеличении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.

Обнаружение дефектов тела трубы осуществляется внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов. Обобщенно их называю внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС).

ВИС — это интеллектуальные инспекционные поршни, имеющие стальной корпус и полиуретановые диски. Внутри-трубные инспекционные снаряды имеют опорные ролики и средства обнаружения типа «трансмиттер». Известны случаи преодоления поршнями расстояний свыше 850 км без установки промежуточных камер пуска-приема.

Снаряд-профилемер — это электронно-механический снаряд, оснащенный рычажными датчиками, которые измеряют проходное сечение, положение сварных швов, овальностей, вмятин и гофров. Искривление оси трубопровода фиксируется индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью измерительных колес. Привязка обнаруженных дефектов к определенным сечениям трассы осуществляется с помощью специальных маркеров.

Для внутренней дефектоскопии применяются ультразвуковые и магнитные снаряды-дефектоскопы (табл.1). Компьютеризированное диагностическое устройство использует метод регистрации отраженных импульсных ультразвуковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сигнала. Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы.

Таблица 1. Технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов при диаметре трубопровода 1220 мм.

Скорость продвижения по трубе

Максимальная длина обследуемого участка трубопровода

Источник