Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в ТПП «когалымнефтегаз»

   Высокая температура закачиваемых вод в  совокупности с высоким газовым  фактором может привести к перегреву  ПЭД, вследствие снижения динамического  уровня, и срыву подачи. Срыв подачи – одна из распространенных неисправностей ЭЦН в ЦДНГ-6, поэтому одной из основных обязанностей оператора является периодическое стравливание газа из затрубного пространства. Перепускной клапан установленной на устьевой арматуре способствует стравливанию газа в коллектор скважины, тем самым понижению затрубного давления (на устье скважины).В зимнее время на работу УЭЦН влияет низкая температура воздуха. Вследствие этого, в перепускном клапане устьевой арматуры выпадает конденсат из продукции скважины и при отрицательной температуре воздуха замерзает, клапан теряет способность стравливать газ из затрубного пространства в коллектор. В дальнейшем давление в затрубном пространстве начинает расти, сравнивается с линейным или превышает значение. При этом происходит оттеснение динамического уровня скважины, как следствие уменьшается давление на приеме насоса, происходит более интенсивное выделение газа из перекачиваемой жидкости и  количество жидкости, прокачиваемое через насос, снижается. Динамический уровень находится на отметке ниже напорной характеристики насоса или на отметке превышающей глубину спуска насоса (на приеме насоса).

   Низкая  температура в совокупности с  невысокой минерализацией (r£1,01г/см³) является причиной замерзания выкидных линий скважин, АГЗУ. Устранение гидратных пробок связано с повышенным риском травматизма.[8]

   Отложения парафинов – наиболее распространенное осложнение при работе ЭЦН. Причем в  условиях интенсификации откачки жидкости, низкой температуре окружающей среды  приобретает все более тяжелый  характер.

   Данная проблема присуща необводнившимся скважинам.

   Недельная неочиска НКТ необводнившихся скважин  от парафина способна привести к значительному  снижению подачи ЭЦН или к срыву  подачи и последующей неисправности  насоса и ПЭД. Поэтому такие скважины не реже чем раз в пять дней подвергают механической обработке при помощи скребков. За  2002 год произведено 6335 спуск/подъем скребка на скважинах ЭЦН. Зона парафинообразования обуславливает спуск скребков на глубину 600-900м.В том случае, если   внутренняя   поверхность  НКТ сильно запарафинилась и спуск скребка затруднен, то ЭЦН останавливается.

   Подъем  осуществляется только при работающем ЭЦН.

   Если  спуск скребка невозможен, то вызывается бригада ПРС и проводится обработка  горячей нефтью (ГНО). В этом случае в затрубное пространство закачивается горячая нефть, которая через стенки НКТ расплавляет парафиновые отложения, выносящиеся восходящим потоком нефти.

   Еще одним видом осложнений в эксплуатации ЭЦН является интенсивное обводнение продукции многих скважин (например, скв. 7429 к. 147 обводнилась с 47% в ноябре 2000г. до 82% в декабре 2001г., при этом дебит по жидкости упал со 120 м ³ /сут до 71 м ³ /сут). В этом случае возросшие на насос нагрузки компенсировались снижением дебита. Компенсация также может быть достигнута сменой насоса. Однако во многих скважинах рост обводненности приводит к увеличению дебита, в связи с необходимостью выполнения   производственного   плана   по   добыче  нефти. Так, в скв. 6298 к. 147 увеличение обводненности с 84% до 91% сопровождалось увеличением дебита со 123 м ³ /сут до 141 м ³ /сут, таким образом это привело к дополнительной добыче воды в количестве 24 м ³ /сут. Данное обстоятельство безусловно сказывается на сроке работы насоса, который , к слову, в цеху не превышает 2-3 лет. Необходимо также отметить, что в интервале обводненностей от 30 до 40% водонефтяная эмульсия обладает наибольшей вязкостью, поэтому увеличение дебита исчерпывается возможностями насоса.

   Невысокая надежность используемых УЭЦН связана также с присутствием мех примесей мелких фракций, не улавливаемых приемной сеткой и снижающих теплоемкость и теплопроводность откачиваемой продукции, отводящей тепло от двигателя, а также вызывающих повышенный абразивный износ.  

5.  Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН в           ТПП²Когалымнефтегаз² 

   Поиск резерва повышения наработки  до отказа и снижения энергозатрат на добычу нефти привел к необходимости  изучения и анализу существующих паспортных характеристик и показателей работы УЭЦН в границах рабочих областей подач. При этом, на практике наблюдается не совпадение рекламируемых заводами-изготовителями широких возможностей по паспортным характеристикам УЭЦН с фактическими данными. Особенно это не совпадение заметно при работе УЭЦН в левой половине рабочих областей.

   Для решения этой задачи были выбраны  следующие оценочные критерии:

   средняя наработка до отказа (Т_ср) по интервалам подач, сут.;

   границы рабочих областей подач  паспортным характеристикам УЭЦН при КПД=(0,8-0,9) КПД max(энергетические границы). Значения КПД, как критерий, характеризует гидродинамическое совершенство УЭЦН и энергетические затраты на перекачку жидкости;

   границы фактических подач ЭЦН, определяемых по максимальным наработкам до отказа по интервалам подач.

      К рассмотрению были взяты  наиболее используемые в ТПП  ЭЦН, имеющие достаточно большую  информацию об их работе за 1999-2003 годы.

   Разбивка  информации велась по интервалам подач  до 1 м ³ /сут, на которые приходилось от 8 и более отказов при подсчете Т_ср  по интервалам. Такой объем данных на один интервал соответствует высокому коэффициенту доверительности a=0,85-0,9. На основании созданных выборок из банка данных по отказам ЭЦН и использования паспортных характеристик ЭЦН бели построены наработки зависимости средней до отказа по интервалам фактических подач.

          Из графиков видно следующее:

   все типоразмеры имеют одинаковые тенденции  роста средних наработок по интервалам подач от левой к правой границам рабочих областей;

   наименьшую  наработку до отказа имеют все типоразмеры ЭЦН у левой и за левой границей рабочих областей;

   наиболее  точно отражает надежность работы ЭЦН  границы характеристики по максимальным значениям наработки, которые хорошо согласуются с границами характеристики по максимальному КПД. Оценивая эти характеристики с точки зрения наличия в рабочей облати ЭЦН максимальных КПД  и Т_ср были выбраны границы рекомендуемой рабочей области подач;

   у всех УЭЦН значения левых границ паспортных (заводских) характеристик значительно  занижены;

   работа  УЭЦН за левой рекомендуемой границей  характеризуется низкими наработками на отказ и подачами.                                                                                                                                                                                                                        

   5.1 Рекомендуемый режим работы

       1) Результаты анализа показывают, что паспортные (заводские)  границы                                          рабочих областей  подач не соответствуют реальным возможностям работы    УЭЦН в скважинах ТПП. Значительно занижены значения левых границ   относительно рекомендуемых.

    2) Использование в качестве критериев максимально возможных КПД    паспортной характеристики при максимально возможной наработке позволяет наиболее точно определить границы рабочих областей  подач по типоразмерам    УЭЦН применительно к местным условиям их эксплуатации.

   3) По результатам анализа рекомендуется использовать следующие уточненные границы рабочих областей  подач и Q_н: ЭЦН5-25 (20-37), Q_н =27; TD-280 (20-55), Q_н =48; ЭЦН5-50 (38-83), Q_н =64; ЭЦН5-80 (65-120), Q_н =95; ЭЦН5-125 (105-164), Q_н =130.

   4) При подборе УЭЦН необходимо учитывать тот факт, что наиболее эффективно установки работают в правой половине рекомендуемых рабочих областей.

   5) Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально-допустимого и выше максимальной производительности, или при давлении на приеме УЭЦН ниже 3 МПа (300м над УЭЦН при плотности жидкости 1,00). 

   6.   Анализ конструктивных  особенностей элементов УЭЦН и их влияние

   на  отказы и аварийность  оборудования..

   6.1. Сливной клапан.

   Слом  штуцера сливного клапана.   Основные причины:

   Образование плотного тромба на обратном клапане  из мехпримесей и окалины при осыпании из кдлонны НКТ и мехпримесей, поступающих с пластовой жидкостью через насос при некачественной подготовке скважины .   Происходит утрамбовка осадка на обратном клапане при поинтервальной и окончательной опрессовке колонны НКТ. При запуске тромб под воздействием напора создаваемогоЭЦН поднимается по трубе и производит слом штуцера вверх, что неоднократно подтверждено результатами расследования. Затем тромб разрушается и потоком жидкости выносится в отверстие сбитого штуцера сливного клапана. Слом сливного Штуцера систематически стал появляться при применении герметичного обратного клапана типа КО+ 73Г. Ранее, когда клапан был без резиновое уплотнения и не применялся для опрессовки НКТ, вероятность образования тромба была ничтожно мала и слом штуцера практически не наблюдался.

   Основные направления решения проблемы :1 . Качественная подготовка скважины.

   2.Отказ от применения первых 5 труб новых НКТ.

   3.Установка в нижней части корпуса сливного клапана решетки  
разрушающей тромб.

   4. Установка шламоуловителей над обратным клапаном. 
      5.Увеличение толщины шейки штуцера не устранит вероятность появления сломов, лишь усложнит операцию сбивания штуцера при ПРС.

6.2. Обратный клапан.

   Разрушение  резинового, уплотнителя седла клапана  при поинтервальной опрессовке и процессе  эксплуатации и как правило потеря герметичности.

         Основные причины :

   Разрушение  резинового уплотнителя от ударных  нагрузок при поинтервальной опрессовке и остановках   УЭЦН, а также разрушение резинового уплотнителя мехпримесями в процессе работы при прохождении пластовой жидкости в зазор между седлом и тарелкой клапана.

         Основное направление  решения проблемы: 
Изменение конструкции запорной части клапана.

   6.3. Резьбовые соединения элементов УЭЦН.

       Слом переходных шеек модуль-головки, секций насоса и протектора и разрушение резьбовых соединений.

         Основные причины :

   Неравнопрочность  конструкции элементов УЭЦН. Разрушение происходит от нагрузок на изгиб превышающих допустимые при прохождении участков скважины с повышенной кривизной.

   Основные  направления решения проблемы:

   8-ми  болтовое соединение фланец-корпус с использованием 
ресурсных крепежных деталей.

   6.4. Осевая опора секций насоса.

       Слом вала секции, особенно верхней секции. Основные причини : 

   При износе втулок подшипника в процессе эксплуатации возникает эффект "маятника" , создающего знакопеременные нагрузки на вал. Происходит усталостное разрушение вала в подшипниковой части без видимых следов износа вала.

   Рекомендуемые решения:

   установка дополнительной радиальной опоры.

   исключение  из конструкции осевой опоры.