Методика оценки надежности и приоритетности ТОиР в нефтедобыче

Принятые в отрасли нефтедобычи системы технического обслуживания и ремонтов (планово-предупредительного ремонта и ремонта по текущему техническому состоянию) не могут в полной мере гарантировать поддержание и восстановление характеристик погружного электрооборудования (ПЭО) - электропогружных установок (ЭПУ) с погружными электродвигателями (ПЭД). Происходит непрерывное снижение величины наработки на отказ как нового оборудования, так и эксплуатируемого длительное время. На иллюстрации приводятся статистические данные по наработке на отказ ПЭД в Поволжском регионе разбивкой по годам эксплуатации. Как следствие, доля удельных затрат на ремонты в нефтяной отрасли уже почти в два раза превышает аналогичный показатель в смежных отраслях топливно-энергетического комплекса.

Уменьшение наработки на отказ ПЭД, несмотря на проведение ТОиР, как и рост финансовых затрат на ремонты, требует разработки комплекса новых технических и организационных решений для нефтяной отрасли. В этой связи в энергоснабжении нефтедобычи так же, как в электросетевых компаниях (ПАО «Россети»), в настоящее время получает все большее распространение новая концепция, направленная на повышение качества эксплуатации и технического обслуживания за счет перехода на риск-ориентированное управление. Она опирается на методологию комплексной оценки текущего технического состояния объектов с помощью интегральных показателей - индексов технического состояния (ИТС).

На сегодняшний день в нефтяной отрасли России представляется целесообразным использование методики, учитывающей ИТС и риски при планировании ТОиР ПЭО по аналогии с тем, как это производится для электрооборудования электросетевых компаний. Учёные Тольяттинского государственного университета (ТГУ) совместно с коллегами из Самарского государственного технического университета (СамГТУ) в своей статье предлагают методику определения индекса технического состояния (ИТС) для ПЭО нефтедобычи.

В соответствии с методикой определения ИТС ПЭО формируется ранжированный состав оборудования, упорядоченный по критерию уменьшения вероятности возникновения отказа по техническим причинам и возможных последствий, определяется вид воздействия на оборудование. Расчет ИТС осуществляется для следующих уровней:

• объекта оборудования ПЭО (ЭЦН, ПЭД, питающий погружной кабель, силовой трансформатор и др.);
• многокомпонентного объекта (ЭПУ);
• комплекса объектов (парк ЭПУ).

Для определения уровня физического износа ПЭО используется выражение Износ = 1 – ИТС. Существенный недостаток существующей методики заключается в том, что алгоритм расчета остаточного ресурса построен на концепции постепенных отказов,  обусловленных естественными процессами старения и износа оборудования. Однако, кроме них в эксплуатации очень часто возникают внезапные отказы из-за воздействий нерасчетных нагрузок, резкопеременных режимов работы и критических факторов внешнего и внутреннего происхождения. Поэтому актуальны исследования, разработка и внедрение новых методов управления жизненными циклами ПЭО ПН для повышения их надежности и эффективности эксплуатации.

В статье предлагается методология определения и ранжирования надежности сложных энергетических объектов, основанная на ранговом подходе. Она позволяет идентифицировать наиболее ненадежные элементы ПЭО, произвести анализ и оценку факторов, характеризующих надежность и эффективность функционирования оборудования, сравнить и ранжировать параметры многокомпонентных систем, выполнить их оценку на основе анализа разнотипных признаков в виде расчетного коэффициента ранговой корреляции.

Основной результат здесь заключается в комплексной замене множества независимых признаков, характеризующих эксплуатационные параметры, надежность функционирования, экономичность, безопасность ПЭО одним интегральным показателем, адекватно и точно учитывающем свойства всех показателей системы.