Диагностика нефтегазового оборудования реферат

Обновлено: 05.07.2024

Последний раз глобальная модернизация основных производственных фондов (ОПФ, — ред.) в нефтяной и газовой промышленности прошла практически в начале 90-х годов прошлого столетия. Эксперты заявляют, что износ ОПФ в настоящее время составляет приблизительно 60-80%. Подобная ситуация в отрасли соответственно ведет к увеличению аварийности и техническим инцидентам. Государство, понимая сложность проблемы, разрабатывает федеральные программы, цель которых как раз и состоит в модернизации этой стратегической сферы отечественной экономики.

Для реализации этого проекта, в первую очередь, необходимо провести качественную диагностику всего нефтегазохимического оборудования на предмет определения его остаточной стоимости. Более того, для эффективного функционирования всего технического парка отрасли требуется изменение системы контроля над ним и переход на совершенно другую систему ремонтных работ. Речь идет о переходе на ремонт основных производственных фондов в зависимости от их состояния и остаточной стоимости, а не от регламентного плана в этой области.

Проблемы диагностики оборудования крайне показательны на примере компрессорной техники, широко используемой на современных производствах нефтяной и газовой промышленности.

Существуют разнообразные методы, которые используют в нефтегазовой отрасли при определении фактического технического состояния оборудования.

Для предварительного обследования, как правило, применяется органолептический метод диагностирования. Этот достаточно простой способ. Если оборудование в рабочем состоянии издает шумы, которые не наблюдались ранее, а именно постукивание, а также происходит увеличение температуры, то это означает одно – механизм находится в неисправном состоянии. Места, которые плохо доступны для обследования, проверяются посредством эндоскопов, имеющих различную конструкцию и принцип функционирования. Они бывают линзовые, волоконно-оптические, жесткие и гибкие. Существуют также бороскопы, фиброскопы, а также видеоэндоскопы. Их конструкция предусматривает встроенную световую систему и видеокамеру, благодаря чему, эксперт всегда может увидеть исследуемое место объекта на дисплее.

Подобный мониторинг оборудования дополняется стробоскопическим способом исследования.

В случае неисправностей основных механизмов, где появляются посторонние звуки, используются стетоскопы.

В настоящее время в диагностической практике нефтяной и газовой промышленности, и в частности компрессорного оборудования, используются показатели (параметры), которые показывают фактическую оценку его состояния. Эта диагностика называется параметрической. Она осуществляется для оценки состояния клапанов (поршневых) и герметичности разнообразных уплотнительных деталей. Также посредством ее можно контролировать параметры цилиндро-поршневой группы и частей центробежных машин. Для этого снимаются показатели состояния оборудования:

определение температурного режима и расход воды (охлаждающей) в цилиндрах и холодильнике;
потребление тока электродвигателем;
данные о производительности, температуре и давлении компрессора.

Эта информация поступает на центральный пульт управления производством. Дополнительно оценивается вибрация исследуемого объекта, температурный режим подшипников и давление масла.

Методология диагностики компрессоров центробежного типа на основании газодинамических показателей показывает фактическое качественное, а также количественное воздействие на характеристики составных частей исследуемого механизма.

Так, например, в Московском государственном техническом университете им Н.Э. Баумана была разработана эффективная система, полностью автоматизированная, которая способна мониторить состояние 60 параметров компрессоров поршневого типа, протекающих в медленном режиме и около 10 показателей, проходящих в быстром темпе. К первой группе относятся следующие критерии – производительность объекта, давление, температурный режим и т.д. Вторая группа параметров включает в себя передвижение запорных клапанов, диаграмма (индикаторная) и т.д.

Трибодиагностика – это методика, диагностирующая состояние деталей, которые в рабочем режиме подвергаются постоянному трению. Ее смысл в исследовании смазочных материалов. Анализируя пробы отработанных масел, фиксируется содержание в них определенных веществ, которые, как раз, и показывают степень износа обследуемого объекта.

Также существует способ так называемой поверхностной активации. Этот метод заключается в степени активности излучения специальной радионуклидной отметины, которая устанавливается на объект. В результате уменьшения этого вещества в процессе работы механизма по специальной расчетной методике определяется износ оборудования.

Особой популярностью по определению реального и фактического состояния износа оборудования в последнее время пользуется метод вибрационного анализа. При его проведении снимаются вибрационные характеристики. Проводя исследование колебательных движений также можно определить физическое состояние объекта исследования.

В последнее время широко применяется обследование оборудования посредством аналитического исследования прочности узлов и механизмов. Существует способ, который основан на расчете динамических и статических прочностных характеристик различных частей компрессора.

При полноценном диагностическом анализе оборудования часто используется комплексная система, которая моделирует динамику конкретных узлов механизмов и их износ.

Использование методик, позволяющих оценить фактическую остаточную стоимость основных производственных фондов, и анализ всех выявленных усталостных дефектов, помогает собрать необходимый материал для реализации на обследуемом объекте целевых программ по модернизации конкретного оборудования. Это очень актуально в условиях, когда нефтяная и газовая отрасль требует срочного технического перевооружения. Именно для этого в последнее время руководство компаний используют мобильные системы диагностики своего технического парка.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

ГОСТ

Состав диагностики газонефтепроводов

Диагностика – это получение и обработка информации о техническом состоянии какой-либо системы для обнаружения поломок и неисправностей, выявления составляющих системы, которые стали причиной неисправностей или могут привести к ним со временем.

С точки зрения технологии диагностика газонефтепровода состоит из:

Прогнозирования остаточного ресурса и сроков службы газонефтепроводов.
Интегральной оценки работоспособности газонефтепроводов.
Контроля за параметрами транспортировки нефти и газа.
Анализа диагностики газонефтепроводов.
Оценки результатов проведения диагностики.
Оценки целесообразности проведения повторной диагностики.
Анализа степени защиты газонефтепроводов от коррозии.
Оценки теплового влияния газонефтепровода на вечную мерзлоты (в условиях крайнего Севера).
Анализа воздействия работы газонефтепровода на гидрологические условия трассы, которой он проходит.
Учета результатов технологического и экологического мониторинга.
Проверки степени деформации и напряженного состояния газонефтепровода.
Проверки отклонения положения газонефтепровода от проектного.
Обнаружения дефектов в газонефтепроводе.

Дефекты на газонефтепроводе могут быть обнаружены на изоляционных покрытиях, трубах, также дефектом является отклонение положения трубопровода от предусмотренного проектом. Все дефекты делятся на дефекты первоочередного ремонта и дефекты, подлежащие ремонту.

Классификация методов диагностики газонефтепроводов

Методы диагностики газонефтепроводов классифицируются по нескольким параметрам и областям применения. По назначению методы диагностики делятся на текущие и прогнозные. При текущей диагностике обычно определяется состояние газонефтепровода в определенный моменты времени его работы (функционирования). Целью текущей диагностики является возможность и правильность выполнения газонефтепроводом заданных функций до следующей диагностики. При прогнозной диагностики получают исходные данные, которые применяются для прогнозирования неисправностей, возникающие в процессе эксплуатации газонефтепровода. Поэтому объем операции прогнозной диагностики на нефтегазовых предприятиях гораздой больше, чем текущей.

Готовые работы на аналогичную тему

По условиям применения диагностика может быть:

Функциональная. Данный вид диагностики применяется для выявления нарушений в работе газонефтепровода непосредственно в процессе его эксплуатации. Преимуществом функциональной диагностики является предоставление возможности немедленного реагирования обслуживающего персонала на возникновение неисправности. Недостатком такой диагностики является то, что неисправность может быть выявлена только при текущих параметрах и режимах работы газонефтепровода, что не исключает выявления нарушения его работы при других условиях.
Тестовая. Такая диагностика позволяет собрать полную информации о техническом состоянии газонефтепровода, оценить степень его работоспособности. Недостатком такой диагностики является то, что ее можно применять только во время ремонтных и профилактических работ.
Комбинированная. Эта диагностика представляет собой совокупность тестовой и функциональной и дает самое точное представление о техническом состоянии газонефтепровода и его элементов, а также о степени работоспособности как при его эксплуатации, так и во время ремонтных и профилактических работ.

По режиму работы методы диагностики могут быть разовые, периодические и непрерывные (действующие). Непрерывные методы характеризуются постоянным контролем выбранного параметра газонефтепровода. Периодические методы диагностики используются только через установленные регламентом промежутки времени. Разовые методы применяются только при необходимости сбора и анализа дополнительной информации, при условии недостатка данных при непрерывном и периодическом методе. По степени автоматизации методы диагностик газонефтепровода могут быть ручные, автоматизированные и автоматические. Автоматические методы осуществляются без участия человека. При автоматизированном методе специальный сотрудник выполняет лишь часть операций, остальные выполняются автоматически. При ручном методе все операции выполняются сотрудником.

Методы диагностики также делятся по степени воздействия на объект, они могут быть разрушающими и неразрушающими.

Неразрушающие методы не оказывают влияния на работоспособность газонефтепровода. Данные методы делятся на активные (измеряется изменение возбуждаемого физического поля) и пассивные (используют свойства физического поля, возбуждаемого объектом диагностики). К разрушающим методам относят те, которые предполагают использование вырезанных частей из элемента объекта. К таким способам можно отнести периодические, предпусковые и гидравлические испытания аппаратов и механические испытания вырезанных образцов объекта.

Изложены основные методы контроля, применяемые при проведении технической диагностики газонефтепромыслового оборудования. Рассмотрены методики диагностирования ряда типовых видов оборудования и оценки его остаточного ресурса. Для студентов, обучающихся по специальностям "Морские нефтегазовые сооружения" и "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" направления подготовки дипломированных специалистов "Оборудование и агрегаты нефтегазового производства". Пособие может быть полезно инженерно-техническим работникам производственных предприятий и экспертных организаций, занимающихся вопросами диагностики.

Абрамова Р.Н., Болсуновская Л.М. Нефтегазовое дело. Техническая и профессиональная коммуникация

формат pdf
размер 817.8 КБ
добавлен 25 ноября 2011 г.

Учебное пособие. - Томск, ТПУ, 2011. - 111 с. Данное пособие является руководством по совершенствованию письменной и устной коммуникации. Цель пособия - подготовить студентов к эффективному общению на английском языке в будущей профессиональной деятельности с учетом требований международных инженерных сообществ. При подготовке данного руководства были использованы материалы и опыт американских исследователей в области технической и профессионал.

Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. Трубопроводный транспорт нефти и газа

формат pdf
размер 17.42 МБ
добавлен 04 декабря 2010 г.

2-е изд., перераб. и доп. - М. Недра 1988. - 368 с. Приведены технологические расчёты магистральных газо- и нефте проводов. Рассмотрена перекачка нефтей в смеси с разбавителями, с поверхностно-активными веществами, перекачка нестабильного конденсата и широкой фракции лёгких углеводородов. Обоснование строительства и изыскания трасс магистральных трубопроводов. Выбор наивыгоднейшего способа транспорта нефтяных грузов. Порядок проектирования маги.

Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри. Диагностика и ограничение водопритоков в скважины

формат pdf
размер 4.08 МБ
добавлен 15 августа 2011 г.

Статья. Опубликована в журнале "Нефтегазовое Обозрение", 2001 год Приведено описание с иллюстрациями всех возможных источников появления воды в продукции добывающих скважин. Дано описание десяти основных проблем избыточных водопритоков. Приведена методика скважинной диагностики водопритоков. Рассмотрены специальные методы диагностики вертикальных перетоков и методы ограничения поступления воды в скважины. Проведена методика оценки рисков при за.

Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений

формат djv
размер 11.06 МБ
добавлен 28 августа 2010 г.

М., Издательство академии горных наук, 1999, 373 стр. Рассмотрены методические основы и концепции освоения морских нефтегазовых месторождений с учетом природно-климатических условий и технической оснащенности береговой инфраструктуры. Обобщен опыт создания надводных, подводных и подземных комбинированных промыслов. Приведены методы освоения континентального шельфа с помощью плавучих технических средств, стационарных ледостойких платформ, платфор.

Гриценко А.И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах

формат pdf
размер 38.61 МБ
добавлен 07 ноября 2010 г.

М.: Недра, 1994 год, 238 стр. Рассмотрено движение газожидкостных смесей в скважинах и промысловых трубопроводах. Описаны нестационарные процессы в системах добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта газожидкостных потоков. Проанализированы современные методы диагностики режимов течения смесей в рельефных трубопроводах. Уделено внимание особенностям течения двухфазных смесей в нагнетательных скважинах. Даны примеры расчета процессов закачки сн.

Золотухин А.Б. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике

формат pdf
размер 32.78 МБ
добавлен 09 ноября 2011 г.

Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. Часть 2 Деструктивные процессы переработки нефти

формат doc
размер 1.05 МБ
добавлен 21 марта 2011 г.

М.: КолосС, 2008. - 334 с: ил. — (Учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений). Особенности технологии деструктивной переработки углеводородного сырья Теоретические основы и классификация процессов Технологические основы процессов Скорость процессов и тепловые эффекты Катализ и катализаторы Термические процессы Теоретические основы термических процессов Основы термодинамики термических процессов Кинетические основы термических п.

Костышин В.С. Моделирование режимов работы центробежных насосов на основе электрогидравлической аналогии

формат pdf
размер 1010.44 КБ
добавлен 19 сентября 2009 г.

Ивано-Франковск.2000,163 с. Рецензенты: докт. техн. наук, профессор кафедры нефтяного оборудования ИФДТУНГ Копей Б. В. докт. техн. наук, профессор кафедры нефтяной и газовой гидродинамики ИФДТУНГ Гимер Р. Ф. докт. техн. наук, директор научно-технической фирмы Зонд" Карпаш О. М. В монографии изложены основы математического моделирования установившихся режимов работы центробежных насосов при помощи скалярных и комплексных схем замещения, полученн.

Нормативные документы по автозаправочным станциям

формат doc
размер 150.14 КБ
добавлен 10 апреля 2010 г.

РД 153-39.2-080-01 Правила технической эксплуатации автозаправочных станций. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации (извлечения по АЗС). НПБ 111-98 Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности. Примечание: эти документы единственные, по которым проектируются автозаправочные станции.

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

формат doc
размер 1.41 МБ
добавлен 12 декабря 2009 г.

РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИгаз" СОГЛАСОВАН Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России от 11.05.99 г. Управлением науки, новой техники и экологии ОАО "Газпром", Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром", Управлением по подземному хранению газов и жидких углеродов ОАО "Газпром.

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: