CC BY
21ДИАГНОСТИКА
В.Е. Погорелкин., А.Н. Горшков, ОАО «Удмуртнефть»,
А.О. Рязанцев, зАо «Плада»
МОНИТОРИНГ НАСОСОВ СИСТЕМЫ ППД В ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» НК «РОСНЕФТЬ»
На сегодняшний день в ОАО «Удмуртнефть» затраты на электроснабжение насосного оборудования системы ППД составляют 34% от общих расходов на энергообеспечение добычи. Изменяющиеся условия эксплуатации центробежных насосов, рост тарифов на электроэнергию заставляют совершенствовать систему контроля их состояния, а вопросы, связанные с эффективностью их работы, в последнее время становятся особо актуальными.
В приведенной статье рассмотрен опыт внедрения в производственный процесс программы автоматизации мониторинга насосного оборудования специалистами ОАО «Удмуртнефть».
Современные экономические условия ставят задачу изменения стратегии работы инженерных служб нефтегазодобывающих предприятий.
В течение последних 10-15 лет в производство активно внедряются системы мониторинга состояния оборудования, призванные свести к минимуму аварийность и сократить затраты на ремонт и эксплуатацию оборудования, продлить срок его работы.
Однако ситуация с высокими отпускными ценами на электроэнергию заставляет пересмотреть такие устоявшиеся понятия, как «наработка в часах» и «межремонтный период». Это связано с закономерным падением эффективности работы оборудования (коэффициента полезного действия, или КПД) по причине износа рабочих органов [1]. Анализ измерения гидравлического КПД (ГКПД) показывает, что нередко до 20 и более процентов электроэнергии, расходуемой на КНС, идет на дополнительный нагрев воды, а не на закачку ее в пласт. Основными причинами этого являются несоответствие характеристик насосов характеристикам коллекторов и износ элементов проточной части -рабочих колес и направляющих аппаратов насосов.
Снижение КПД на 10% для насосного агрегата на базе ЦНС-180х1422 ведет к перерасходу затрат на электроэнергию в год, равному половине стоимости нового насоса (около 1 млн руб/год). В
связи с этим необходимо периодически проводить контроль ГКПД насосов, и при снижении КПД на 5-7% является целесообразным отправлять насосы в капитальный ремонт.
Таким образом, план обслуживания насосного оборудования, имеющий целью поддержание рабочего состояния агрегатов, должен быть реализован с учетом оценки КПД работающих агрегатов и принятия решения о дальнейшей эксплуатации только в случае достаточного его значения.
В ОАО «Удмуртнефть» НК «Роснефть» совместно с подрядной организацией ЗАО «Плада» на протяжении последних 5 лет ведется мониторинг состояния насосного оборудования систем ППД и ППН.
В частности, обследование парка центробежных насосов системы ППД предполагает:
1) выявление агрегатов с недопустимым уровнем вибрации,
2) разработку рекомендаций по ее устранению,
3) контроль центровки валов;
4) выполнение работ по балансировке роторов в собственных опорах,
5) выявление насосных агрегатов с низким ГКПД,
6)разработку рекомендаций по повышению ГКПД,
7) контроль ГКПД новых насосов и вводимых в эксплуатацию после капитального ремонта,
8) определение оптимального межремонтного периода насосов для конкретных условий эксплуатации.
Работы проводятся по утверждаемому ежегодно графику, периодичность обследования одного агрегата составляет в среднем 2 месяца.
Мониторинг состояния оборудования независимой стороной также позволяет производить объективную оценку результатов действий подрядчиков, занимающихся ремонтом и техническим обслуживанием агрегатов.
Для оценки эффективности работы центробежных насосов системы ППД в ОАО «Удмуртнефть» используется термодинамический метод, основанный на измерении разности температур перекачиваемой жидкости на входе и выходе из насоса. Потери мощности в гидравлической части насоса практически полностью уходят на нагревание жидкости, и поэтому, зная эту величину, путем несложных расчетов можно легко определить ГКПД насоса. Относительная погрешность термодинамического метода для высоконапорных насосов системы ППД составляет 3-5%, причем она уменьшается с увеличением напора насоса. Метод удобен для оперативной оценки и имеет ряд преимуществ перед традиционным способом определения ГКПД, так как нет необходимости в довольно трудоемком измерении рабочих параметров привода [2].
Результатом многолетнего мониторинга стала обширная база данных о состоянии подконтрольного оборудования с учетом технологических особенностей его установки, свойств перекачиваемой жидкости, периодичности ремонтов и т.д.
Возникла необходимость в систематизации данных измерений и в оперативном доступе к этой информации ИТР службы главного механика, ответственных за эксплуатацию оборудования непосредственно со своих рабочих мест для произведения ее многопланового анализа, упрощения процессов оценки состояния оборудования и принятия решения о перспективах его дальнейшей эксплуатации.
Реализацией этих целей явилась разработка программного обеспечения с применением клиент-серверной архитектуры «ДиНА» (программа Диагностики Насосных Агрегатов, далее - Программа), созданная совместными усилиями сотрудников ОАО «Удмуртнефть» и ЗАО «Плада».
ЦЕЛЬ СОЗДАНИЯ:
• оперативный доступ и управление информацией о техническом состоянии насосного парка;
• паспортизация насосного парка;
• ретроспективный анализ технического состояния насосных агрегатов;
• снижение аварийных отказов;
• повышение надежности эксплуатации насосного оборудования;
• снижение эксплутационных затрат.
ФОРМИРУЕМАЯ В ПРОЦЕССЕ РАБОТЫ С ПРОГРАММОЙ БАЗА ДАННЫХ пОЗвОЛЯЕт:
• получать информацию о текущем состоянии насосного оборудования;
• вести мониторинг технических характеристик насосного оборудования;
• планировать предупреждающие и корректирующие мероприятия;
• создавать отчеты различного вида. Многопользовательский доступ к базе данных Программы позволяет получить сведения о состоянии насосного оборудования одновременно с нескольких рабочих мест.
Инструментарий Программы позволяет производить отбор и анализ интересующей информации, используя встроенные фильтры:
Рис.1. Тренд вибрации
1) выводить список агрегатов, работающих с превышением допустимых значений контролируемых параметров (уровень вибрации, КПД) за определенный период времени для отдельного структурного подразделения предприятия (НГДУ, цех);
2) определять прогнозируемый период безаварийной работы (тренд уровня вибрации, рис. 1;
3) определять время,в течение которого эксплуатацию насоса можно считать экономически целесообразной, т.е. прогнозировать момент достижения насосом критического уровня ГКПД для конкретных условий эксплуатации. (рис. 2);
4) контролировать состояние каждого насоса с момента ввода в эксплуатацию до списания (наработка от КР до КР, количество и вид производимых ремонтов, места установки и т.д.);
5) создавать и выводить на печать отчеты и формализованные заключения на основе данных обследований (рис. 3);
6) наглядность и удобство работы обеспечивается цветовой дифференциацией уровней оценки состояния оборудования, графиков трендов и типов анализируемых данных.
В перспективе возможно расширение базы данных вводом дополнительных контролируемых параметров:
Рис.2. Тренд падения ГКПД
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ДИАГНОСТИКА \\ 43
ДИАГНОСТИКА
Рис.3. Форма заключения о состоянии агрегата
1) результаты измерения вибрации трубопроводов как внутри насосных станций, так и элементов обвязки прочего оборудования: БГ, технологические емкости и т.д;
2) контроль перепада температур на элементах трубопроводов с помощью уже апробированных технических средств позволит оценить эффективность работы и других узлов системы нагнетания - входных фильтров, клапанов, задвижек [3].
Блок анализа и учета дополнительных данных можно интегрировать в Программу мониторинга насосов или реализовать в виде отдельного модуля. Кроме того, границы использования Программы можно расширить внедрением в ее среду дополнительных справочных приложений - ГОСТов и Норм, относящихся к эксплуатации насосного оборудования, паспортов и другой технической документации.
На основании информации,полученной при работе с Программой, ИТР службы главного механика могут сделать вывод о состоянии подконтроль-
ного оборудования, спланировать ремонтные работы,скорректировать график вывода насосов в капитальный ремонт, основываясь на результатах оценки их текущего технического состояния. Нельзя забывать и о том, что зачастую интересы различных технических служб НГДУ в вопросе эксплуатации насосного оборудования могут отличаться, так как служба главного механика заинтересована в снижении затрат на ремонт оборудования, а главного энергетика - в сокращении расходов на электроэнергию. Поэтому предприятию в целом невыгодна ситуация с эксплуатацией насоса, работающего с низким КПД, но имеющего удовлетворительное вибросостояние.
Постоянный мониторинг и доступ к обновляемой базе данных параметров работы оборудования позволят оперативно решать проблемы, связанные с изменяющимися в последнее время условиями эксплуатации насосов системы ППД. Возрастающие объемы закачки и, как следствие, работа насосов
за пределами зоны оптимальной подачи с заниженным КПД делают актуальным переход на новые типоразмеры насосов путем их замены или модернизации установленных.
Внедрение Программы способствует организации современного эффективного использования имеющегося на предприятии насосного оборудования, позволит снизить риск возникновения внештатных ситуаций, повысит уровень безопасности труда.
Список литературы:
1. Р.Н. Сулейманов, О.В. Филимонов,
Ф.Ф. Галеева, А.О. Рязанцев. Виброакустическая диагностика насосных агрегатов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002,162 с.
2. А.С. Галеев, Р.Н. Сулейманов,
Г.И. Бикбулатова. К проблеме повышения эффективности работы насосных агрегатов// «Технологии ТЭК». - М.: «Нефть и Капитал», 2005, №2,с 92-97; там же: 2005, №3,с. 60-64.
3. Б.В. Колосов, Р.Н. Сулейманов. Методика снижения энергоемкости процесса нагнетания в системе ППД и необходимое оборудование// «Технологии ТЭК». - М.: «Нефть и Капитал», 2006, №3, с 2-4.
На правах рекламы
Сервисная компания «Автоматизация технологических систем»
АТС
ООО Сервисная компания «Автоматизация технологических систем» создана на базе одного из подразделений Научно-производственного объединения «Сибнефтеавтоматика» и работает в области автоматизации объектов нефтяной и газовой промышленности на протяжении двадцати лет. Мы предлагаем заказчику законченный комплекс услуг, включая проектирование, комплектацию, монтаж-наладку и сервисное гарантийное и послегарантийное обслуживание.
В ООО СК «АТС» несколько подразделений, выполняющих проектирование систем автоматизации, разработку прикладного программного обеспечения, комплектацию и производство нестандартных изделий и оборудования, монтаж, наладку и техническое обслуживание объектов автоматизации.
За время существования фирмы пройден большой путь по созданию и обслуживанию средств и систем автоматизации, начиная от традиционных локальных средств КИПиА до современных распределенных систем на базе микропроцессорных аппаратно-программных комплексов.
Наиболее тиражируемыми проектами являются:
■ системы телемеханики нефтяного и газового промысла,
■ АСУ ТП подготовки нефти и газоконденсата,
■ автоматизированная система контроля и управления печами;
■ телемеханизация нефтепроводов, продуктопроводов и газопроводов;
■ автоматизированная система измерения количества нефти и газа на коммерческих узлах учета;
■ АСУ ТП на объектах коммунального хозяйства;
■ Телеметрические системы противоаварийной защиты удаленных объектов с блоком автономного питания
■ Информационно-аналитические системы удаленного мониторинга технологических объектов
Заказчикам предоставляется сегодня широкий спектр лицензированных услуг:
■ комплекс инжиниринговых услуг от консультаций заказчика и обследования объектов до разработки проектов АСУ ТП;
■ проектирование и изготовление комплектных шкафов автоматики;
■ комплексная поставка программно - технических комплексов АСУТП;
■ поставка компонентов полевого уровня, включая первичные датчики, исполнительные механизмы, кабельную продукцию, монтажные заготовки и другие материалы, необходимые для реализации проекта;
■ монтаж и наладка систем автоматизации;
■ гарантийное и послегарантийное техническое и сервисное сопровождение введенных систем АСУ ТП;
■ обучение персонала заказчика.
Для осуществления своей производственной деятельности ООО СК «АТС» располагает специальной техникой, современными оснащенными производственными базами в городах Тюмень, Сургут, Губкинский. Стабильная востребованность рынком продукции ООО СК «АТС» достигнута благодаря индивидуальному и многовариантному подходу к пожеланиям заказчика, качеству услуг, предоставлению возможности получить автоматизированный процесс «под ключ».
625048 г. Тюмень, ул. Котовского, д. 1, корпус 2/5, а/я 1825
Тел./факс (3452) 444-920, 446-987
e-mail: [email protected] ■ www.sc-ats.ru
