13.
проблемы отрасли
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ УЭЦН ДЛЯ РАБОТЫ В УСЛОВИЯХ ИНТЕНСИФИЦИРОВАННЫХ СКВАЖИН
С. ЗДОЛЬНИК, Д. МАРКЕЛОВ, ОАО «Юганскнефтегаз»
В статье проанализированы проблемы, осложняющие производственный процесс механизированной добычи нефти, и изложены концептуальные направления дальнейшего развития погружного комплекса для повышения эффективности производственного цикла.
За прошедший год более 98% добытой ОАО «Юганскнефтегаз» нефти поднято на поверхность с помощью установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). В структуре действующего фонда скважин доля оборудованных УЭЦН составляет более 65%, из которых 10% — импортные.
Несмотря на то, что с каждым годом увеличиваются объемы вкладываемых финансовых ресурсов в профилактику и устранение последствий влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН, проблема
влияния осложнений по-прежнему остается острой и актуальной.
Начиная с 1999 г в ОАО «Юганскнефтегаз» активно проводилась политика интенсификации скважин, связанная с увеличением глубины спуска УЭЦН и усложнением условий их работы. В переходный период качественные показатели работы погружного оборудования ухудшились, и это высветило проблему отсутствия проработанных решений на тот момент для новых условий интенсифицированных скважин (рис. 1).
Вместе с тем стимуляции гидроразрыва пласта (ГРП) ежегодно подвергается около 300 скважин, что при эксплуатации УЭЦН приводит к дополнительным осложнениям за счет выноса пропанта и более мелких частиц скелета пласта.
При этом необходимо отметить, что с 2002 г стала улучшаться ситуация за
счет снижения отказов и повышения наработок. Интенсификация добычи нефти в 2004 г привела к увеличению уровня добычи компании в сравнении с 1999 г в два раза — с 26 до 52 млн т (рис. 2).
В динамике качественных показателей работы УЭЦН прослеживается прямая связь между увеличением глубины спуска УЭЦН и снижением наработки до отказа, а также увеличение влияния комплекса осложняющих факторов на надежность установок, т. к. стало очевидным отсутствие перспективных и проработанных конструкционных и технологических решений по отечественному оборудованию, предназначенному для работы в осложненных условиях.
В структуре преждевременных отказов УЭЦН с наработкой до 180 суток наибольшую долю (около 50%) занимают отказы по засорению и засолению рабочих ступеней насосов ЭЦН. На необес-
1999 2000 2001 2002
Рис. 1. Динамика изменения качественных показателей
проблемы отрасли
Н
Рис. 2. Динамика добычи нефти ОАО «Юганскнефтегаз»
печенность притока в скважинах, законченных бурением и после ГРП, приходится 10% отказов. Отказы по снижению изоляции погружного кабеля (старению изоляции) составляют 8%, конструктивный недостаток оборудования (в основном гидрозащиты и газосепараторы) — 5% (рис. 3).
Ежегодно мы имеем более 6000 отказов по УЭЦН, однако благодаря планомерному внедрению системы технических и организационных мероприятий в 2004 г их общее количество снижено на 1140 (15,6%).
Несмотря на мероприятия по улучшению организацонной системы по работе с УЭЦН (регламенты, постоянное обучение и тестирование персонала, супервайз на всех основных этапах), имеется ряд технических проблем с конструкцией узлов и элементов УЭЦН, без решения которых трудно добиться кардинального улучшения сложившейся ситуации. По основным направлениям и разбивке узлов она выглядит следующим образом.
■ Кабель термостойкий
Необходим хороший термостойкий отечественный кабель для
надежной работы в интервалах температур 90—150° С (включая внутренний разогрев жил) при повышенной ресурсности.
Нет достойного серийного аналога импортному кабелю в свинцовой оболочке.
■ Гидрозащита (протектор)
Должна быть только безкомпен-
саторная.
По надежности наилучшая отечественная конструкция — у типа 2 (3) ПБ («Борец»). Заслуживают внимания конструкции МНВ («Привод») и модели П5М5 (ХЭМЗ). У других производителей остаются вопросы к качеству изготовления, хотя конструкции во многом однотипные.
■ Насосы центробежные
Погружные насосы должны быть
без осевого подшипника в секциях по аналогии с импортными насосами. За прошедший год практически все заводы проработали данную конструкцию и готовы поставлять ее на рынок. Мы начинаем поэтапный переход на новую конструкцию с использованием гидрозащит или входных модулей с осевым подшипником. С 2006 г. это
станет обязательным требованием к поставляемым узлам.
■ Газосепаратор
Основные направления — повышение надежности конструкции и эффективности в области больших подач.
Необходимо разделить газосепараторы на более мелкие группы по дебитам для лучшего согласования их характеристик с характеристиками насосов.
Необходимо исследовать эффективность газосепараторов на различных частотах вращения.
■ Отечественное синтетическое масло для погружного двигателя ПЭД
До сих пор на рынке нет отечественного синтетического масла, аналога американского «Реда № 3».
■ Отложения солей в насосе ЭЦН и на его поверхности
Ничего, кроме ингибирования или покрытий ступеней, пока нет. Слишком трудоемкое и дорогое изготовление. Серьезно рассматриваем ступени из полимерных материалов, наиболее перспективным является ЖКП (Ижевск).
■ Освоение скважин после ГРП
Опыт эксплуатации доказал, что
наилучший эффект достигается при освоении скважин после ГРП с помощью технологии «Койл-Тьюбинг». Основная проблема — высокая стоимость обработки.
Хотелось бы иметь альтернативу, сопоставимую по эффективности, но более дешевую. Возможный вариант — индивидуальное освоение и отработка скважин наземной передвижной мини-станцией в компоновке со струйным аппаратом при двухрядной беспакерной схеме. ■
Рис. 3. Структура преждевременных отказов УЭЦН в 2004 г.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.