Общие сведения о месторождении

 

 

 

 

2.5. Эксплуатация скважин,  оборудованных УЭЦН в осложненных  условиях

 

 

      Арланское  нефтяное месторождение вступило  в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью скважин, интенсификацией процессов коррозии оборудования, образованием в скважинах и глубиннонасосном оборудовании различных отложений и др. Все это приводит к значительным издержкам производства и увеличению себестоимости добычи нефти. В таких условиях одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин являлось увеличение их межремонтного периода (МПР), в первую очередь скважин, оснащенных УЭЦН, на которые приходится основная доля добываемой продукции (табл.1). Поэтому в НГДУ «Арланнефть» действует комплексная система по обеспечению эффективной эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, охватывающая всю технологическую цепочку по схеме пласт->скважина->УЭЦН.

Установки ЭЦН выбирают индивидуально для каждой скважины с использованием программно-технологического комплекса «Насос». Монтаж и эксплуатация установок осуществляются на основе технологического регламента, обязательного для всех цехов и служб, участвующих в процессе добычи нефти. Проводятся технологические (обработка скважин с целью предотвращения отложения солей, появления коррозии и др.) и организационные (периодическое обучение обслуживающего персонала по специальной программе, надзор за эксплуатацией УЭЦН) мероприятия по совершенствованию добычи нефти установками ЭЦН. Эти мероприятия позволили увеличить МРП скважин с УЭЦН в 2005 г. до 716 сут. По результатам работы в 2006 г. произошло снижение МРП на 45 сут. из-за значительного влияния некоторых факторов, осложняющих эксплуатацию

УЭЦН, в первую очередь  связанных с образованием сульфидосодержащих осадков.  На 1.01.06 г. в НГДУ «Арланнефть» насчитывалось 460 скважин с УЭЦН. Проведенный анализ показал, что МРП по ним изменяется в очень широких пределах: от 450 до 1000 сут и более. Наименьший МРП (488 сут) и наибольшее число преждевременных отказов УЭЦН (47,1%) наблюдались по скважинам Николо-Березовской площади. В 45 скважинах было проведено по два и более текущих ремонта, связанных с восстановлением надежности работы УЭЦН. МРП по ним составил 40 -120 сут. Из них в 38 скважинах наблюдалось интенсивное отложение солей, причем в скважинах с преимущественным содержанием сульфида железа.

Для предотвращения образования  сульфидосодержащих осадков была предложена композиция химических реагентов на основе ингибитора солеотложения.

  Тени обработки  скважин предложенной композицией  предусматривает предварительную очистку призабойной зоны пласта т фидосодержащих осадков путем ввода в него 5 - 7,5%-ного раствора соляной кислоты.

Производительность установки  восстанавливается 9 - 98%,  продолжительность межочистного периода увеличивается до 3 мес и более.

Проводимые химические обработки для защиты от коррозии, подземного оборудования скважин улучшают его защиту только в интервале уровня жидкости до приема насоса.

Для защиты от коррозии оборудования в НГДУ «Арланнефть» разработан новый  способ, в соответствии с которым в затрубное пространство вводится

  ингибирующая композиция в виде дисперсной высокоустойчивой пены.

Шовными компонентами являются нефть, ингибиторы коррозии отложений. Вспененная композиция сохраняет свою структуру и защищает подземное оборудование.

Пену получают генератором  с использованием технического азота  и закачивают в скважину шестеренчатым  насосом. Этим способом обработаны две  скважины, продолжительность эффекта составила 82 и 94 сут, что в 2,5 - 3 раза больше, чем при обычных обработках скважин ингибиторами (рисунок 1). При этом расход химических реагентов на одну обработку снижается в 2 -4 раза в зависимости от дебита скважины.

Значительно ниже среднего уровня по НГДУ оказалась наработка  на отказ УЭЦН, эксплуатирующихся в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола. В этих скважинах чаще происходило падение установок на забой. Анализ причин их падения показывает [2], что наибольшее число аварий обусловлено разрушением НКТ и соединительных элементов УЭЦН. Основной причиной разрушения соединительных элементов является их ослабление при прохождении ЭЦН при спуске в скважину участков максимального искривления. При этом на часть болтов нагрузка возрастает, и они разрушаются.

В НГДУ «Арланнефть» разработаны  и внедрены устройства для повышения устойчивости работы УЭЦН в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола . Устройства обеспечивают снятие изгибающих нагрузок, действующих на установку как при прохождении интервалов с интенсивным набором кривизны при спуске, так и в период ее эксплуатации в зоне с набором кривизны выше допустимого. Для устранения изгибающего момента, передаваемого от НКТ к ЭЦН, разработано шарнирное устройство, размещаемое в точке подвеса установки к НКТ .

Шарнирное устройство допускает перекос оси установки относительно оси ^ж НКТ до 5°. Особое внимание уделено совершенствованию узла соединения насоса с электродвигателем, как основного элемента, на долю которого приходится наибольшее число разрушений.

Вместо стандартного соединения насоса с протектором предложена шарнирно-кулачковая муфта, состоящая из карданного сферического шарниров, кулачковой муфты, объединенных в одну сбоку. Муфта допускает отклонение осей насоса и электродвигателя до 4°, что исключает возникновение изгибающих нагрузок ЭЦН, оснащенный комплектом из шарнирного устройства и шарнирно-кулачковой муфты, свободно проходит по стволу искривленной скважины, в результате повышается устойчивость его работы.

Фактором, осложняющим  эксплуатации: УЭЦН, является наличие в добываемся продукции механических примесей.В 1.01.06 г. число скважин с УЭЦН, осложненных пескопроявлением, составило 39.

 Повышенное содержание  песка приводит к интенсивному  износу насоса и преждевременному выходу из строя

 

 

2.6 Повышение надежности погружных систем УЭЦН

 

 

     Ежегодно  происходит около 6000 отказов установок  центробежных электронасосов 1(УЭЦН), из которых около 50 % связаны  с отложением солей на рабочих органах насосов и влиянием абразивных частиц (засорением насосов частицами пропанта после гидроразрыва  пласта или истиранием более мелкими частицами горных пород). Остальные отказы (по убыванию степени влияния) связаны с выходом из строя кабеля, особенно в диапазоне температур более 90 °С, необеспечением притока (неточность оценки потенциала по скважинам после проведения геолого-технических мероприятий или отсутствие низкодебитного оборудования для притоков дебитом менее 20 м³/сут), негерметичностью НКТ, а также с заводскими браками. В целом отказы по различным причинам распределяются следующим образом: около 40 % - отказы, связанные с работой насоса (износ, засорение, поломка валов, отложение соли и др.); около 30 % -нарушение изоляции кабеля (выработка ресурса, конструктивные недостатки и несоответствия): около 30 % - отказы погружного двигателя (недостатки гидрозащиты или пробои статора). Становится очевидной необходимость качественного изменения подхода к работе с УЭЦН с точки зрения повышения надежности главных узлов и элементов.

Рассмотрим основные направления повышения надежности погружных систем и их элементов.

Насосы погружные (ЭЦН)

Необходимо использовать основное преимущество зарубежных (западных) насосов, для чего убрать из них осевую опору и установить промежуточные радиальные подшипники (по подшипнику в головке, основании и середине каждой секции).

Производителям следует  обратить серьезное внимание на к.п.д. отечественных насосов. Отличие  их к.пд. в 2-4 % от к.пд. импортных насосов - это значительное количество тепла, при котором свободного газа выделяется больше и соли на рабочих органах выпадают интенсивней. По оценке потребления электроэнергии, каждый 1 % к.п.д. стоит ОАО «Юганскнефтегаз» около 20 млн. руб/год по всему фонду скважин с УЭЦН.

Гидрозащита

Конструкция  должна быть похожа на проверенную временем западную типа В51 или Р5В, которая имеет газоотводные клапаны и систему лабиринтов, не позволяющую случайной капельке пластовой жидкости прямотоком скатиться в полость погружного электродвигателя (ПЭД) и привести к его замыканию (в настоящее время гидрозащита компенсаторного типа в основном работает именно так). Наиболее надежными при глубоких спусках оказались отечественные модели гидрозащиты типа ПБ92, которые максимально приближены к западной конструкции и используют импортные элементы для отечественных узлов данного элемента, включая высокое качество исполнения. Некоторые отечественные производители пытаются модернизировать» проверенную временем западную конструкцию и технологию сборки, но это снижает ее базовую надежность.

Двигатели погружные

Все основные элементы надежного погружного двигателя (качественный обмоточный провод, фторопластовые трубки пазовой изоляции и др.) имеются практически у всех производителей. Необходимо добиваться максимальной частоты пазов при изготовлении статора (западная схема изготовления двигателей).

Кабель погружной

Основной проблемой  термостойкого отечественного кабеля на основе различных блоксополимеров  и других конструкций является его  низкий ресурс. Экономически невыгодно  замещать низкоресурсный отечественный  термостойкий кабель надежным импортным кабелем в свинцовой оболочке.

Требуется создание нормальной изоляции, которая отвечает требованиям  термостойкости (до 180 °С) и имеет  повышенный ресурс.

Делении насосов на десятки  типоразмеров по подаче в каждой габаритной группе газовый сепаратор всегда рассчитан на максимальную подачу в своем габарите. Динамика показателей работы УЭЦН которую подает шнек сепаратора, в то время как насос принимает меньше, создают вихревые перетоки. При наличии механических примесей они работают как наждак, очищая корпус. Аварии импортных газосепараторов при больших объемах перекачиваемой жидкости подтвердили наличие несогласованности производительности сепаратора и подачи насоса. Поэтому необходимо делить сепараторы по их производительности на более мелкие группы. Кроме того, требуются исследования эффективности роторных сепараторов и их характеристик при изменении частоты вращения ротора.

Существуют две основные схемы телеметрии: классическая -установка  под двигатель (наиболее холодная точка) и установка в головку двигателя (точка с максимально высокой температурой). Наиболее надежным и дешевым является первый вариант, хотя реальная ситуация по перегреву двигателя может быть искажена, так как тепло поднимается вверх, и максимальную температуру установить трудно. Давление по датчику тоже требует расчетной корректировки, поскольку расстояние от основания двигателя до приема может быть более 20 м.

В настоящее время  каждая модель телеметрии привязана  к своей станции. Для массового внедрения погружной телеметрии крайне необходим упрощенный и дешевый вторичный блок, который можно размещать на любой станции управления для считывания и регистрации параметров датчика. Необходимо также иметь возможность соединения датчиков различных производителей с контроллерами или вторичными блоками своих конкурентов. Это позволит эффективней использовать парк имеющегося оборудования и не зависеть от производителя.

За 2003-2004 гг. были отшлифованы  конструкции станций управления и станций с частотным приводом. Практически у всех поставщиков имеется необходимый набор функциональных параметров для работы с УЭЦН. По нашим требованиям было систематизировано меню, приведены к единому стандарт интерфейс и последовательность функций. Однако часть производителей имеет ограничения по мощности частотных приводов или уступает по конструкционной надежности. В составе частотно регулируемых приводов должны быть как выходные фильтры для защиты погружных двигателей, так и сетевые фильтры для защиты внешних сетей от паразитических гармоник, что особенно актуально для приводов повышенной мощности. Некоторыми исследованиями доказана возможность негативного влияния частотных приводов на внешние сети, особенно на объектах с повышенным коэффициентом загрузки сетей. Крайне необходимо срочно создать виртуальный тренажер,

который должен выполнять  три функции: 1) обучать обслуживающий персонал; 2) тестировать персонал; 3) осуществлять реальные настройки в офисе, чтобы в нормальных условиях все можно было проверить и через стандартное устройство считывания перекачать настройки в контроллер.

Очень сложными объектами  для оценки являются отдельные узлы УЭЦН. Адекватной оценке можно подвергать только комплектные поставки и сравнивать их наработки с аналогами, поставленными тоже комплектно. В действительности такая ситуация практически невозможна в связи с малым числом комплектных поставок УЭЦН (в основном импортное и подконтрольное оборудование). Данный вопрос решен нами с помощью метода поузловой сортировки всех отказавших узлов за определенный период по относящемуся к узлу признаку. Отсортированные по группам узлов записи были проанализированы по средней групповой наработке на отказ по новому и ремонтному оборудованию, отдельно выделены записи с отказами на глубине спуска УЭЦН более 2500 м в относительно одинаково сложных условиях эксплуатации. Такая оценка наглядна, но не дает полного представления, так как проводить анализ только по отказавшим узлам не совсем корректно в связи с тем, что в это время большая их часть может находиться в работе и не участвовать в оценке. Оценка будет более полной, когда закончится внедрение методики рейтинговой оценки по «вероятности безотказной работы» с учетом всех узлов (отказавших и работающих на момент оценки), которая была представлена на прошедшей в Москве в марте Международной практической конференции «Механизированная добыча 2005».

Вместе с тем по состоянию на I квартал 2005 г. по сравнению с 2002 г. благодаря комплексу мероприятий значительно улучшены качественные показатели работы механизированного фонда скважин (см. рисунок). Так, межремонтный период увеличился на 49 сут, или 21 %. Дальнейшее улучшение качественных показателей УЭЦН будет возможно при повышении надежности ее элементов и систем в целом.

Повышение надёжности отечественных  УЭЦН

   Для повышения  надёжности работы отечественных  УЭЦН в сложных геолого-технических  условиях необходимо:

1)Создать отечественные погружные установки работающих в условиях высоких температур, давлений, с подачей 5-20 м³/сут, с КПД не ниже 35-40 % (аналог «Reda»). Есть предложения лицензии и авторского участия в организации серийного производства принципиально новых погружных электронасосов с минимальной производительностью 5 тн/сут, в состав агрегата входят параметрический электродвигатель и центробежный мультимодульный насос. Применение этих УЭЦН позволит уйти от эксплуатации в переодическом режиме, сократить бездействующий фонд. (Патентовладелец ООО «КОПЭН», г. Москва).