image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2016

Насосы. Компрессоры

01.03.2016 10:00 О влиянии концентрации абразивных частиц на наработку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»
В статье приводятся результаты исследований по определению зависимости наработки электроцентробежного насоса (ЭЦН) с рабочими колесами из материала нирезист тип 1 двухопорной конструкции с промежуточными радиальными подшипниками, установленными на валу через 50 см от содержания абразивных частиц в добываемой жидкости на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». При построении зависимости использовались данные по расследованию 14149 случаев отказов, произошедших за два года на фонде 6768 скважин, эксплуатирующих различные объекты разработки четырех нефтяных месторождений. Количество содержания абразивных частиц определялось в лаборатории методом изучения состава фильтрата проб добываемой жидкости. В результате анализа построены зависимости средней наработки ЭЦН и среднего процента их отказов, вызванных осевым и радиальным износом, от количества абразивных частиц. С использованием математических методов теории надежности рассчитана вероятность отказа ЭЦН с рабочими органами из материала нирезист тип 1 до 1000 суток работы. Результаты анализа будут использованы для разработки стратегии повышения эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН в ОАО «НК Роснефть» путем оптимизации подбора оборудования по классам износоустойчивости в зависимости от условий эксплуатации и для определения оптимальных областей применения технологий ограничения попадания абразивных частиц на прием насоса.
Ключевые слова:

Эксплуатация установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) в осложненных условиях, абразивный износ ЭЦН, причины отказов УЭЦН, материал нирезист тип 1, влияние выноса песка на ресурс работы ЭЦН, индекс агрессивности абразивных частиц.


Ссылка для цитирования:

Якимов С.Б., Шпортко А.А. О влиянии концентрации абразивных частиц на наработку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 84–98.

Открыть PDF


Механические примеси, содержащиеся в добываемой жидкости, по мнению авторов многих работ, опубликованных в российских научно-технических журналах, являются наиболее значимым фактором, влияющим на ресурс электроцентробежных погружных насосов при добыче нефти из объектов разработки, сложенных терригенными коллекторами. Однако, несмотря на многочисленные исследования и публикации, до сих пор отсутствует четкое понимание степени влияния количества и качества абразивных частиц на общую надежность оборудования. Вследствие того что российские исследователи в отличие от зарубежных коллег практически не используют методы определения количества и качества абразивных частиц в добываемой жидкости, реальные объемы выноса кварца, плагиоклаза и обломков пород на практике часто неизвестны. Не имея представления о концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости, многие исследователи за фактор, оказывающий влияние на ресурс работы ЭЦН, принимают показатель концентрации взвешенных частиц. В 18-1.jpgсилу малой информативности последнего показателя как нефтегазодобывающие компании, так и производители оборудования не имеют четкого представления о граничных условиях применимости оборудования различных классов износоустойчивости. В настоящей статье приводятся результаты изучения влияния концентрации абразивных частиц, присутствующих в добываемой жидкости, на ресурс работы ЭЦН с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 (рис. 1) на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». Проведенные исследования позволили выявить области наиболее эффективного использования ЭЦН с плавающими рабочими ступенями из материала нирезист тип 1. Результаты данных исследований будут использованы при разработке мероприятий, направленных на снижение совокупных затрат на добычу жидкости путем оптимизации подбора классов износоустойчивости ЭЦН, определения зоны оптимального применения пескозащитных устройств, а также целесообразности проведения обработок по креплению призабойной зоны скважин для снижения выноса песка.

Текущая ситуация с пониманием влияния абразивных частиц на ресурс работы ЭЦН

Целью изучения зависимости наработки на отказ ЭЦН от уровня выноса механических примесей по данным фактической эксплуатации ставили перед собой многие исследователи, однако, по мнению авторов данной статьи, большинство из них допускали две методологические ошибки. Первая обусловлена тем, что за объект исследования принимался абстрактный ЭЦН, без учета его свойств, то есть без учета материалов изготовления и конструктивных особенностей. Вместе с тем ресурс работы оборудования, работающего в условиях присутствия абразивных частиц в добываемой жидкости, в значительной мере зависит именно от конструктивных особенностей и материалов изготовления, определяющих конструкционную и эксплуатационную надежность. В качестве примера можно привести опыт широкомасштабной замены ЭЦН с рабочими ступенями (РС) из серого чугуна на ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 двухопорной конструкции с радиальными подшипниками, установленными через 50 см на месторождениях компании ТНК-ВР [1, 2]. Наработка ЭЦН на отказ в тех же условиях эксплуатации после начала использования оборудования более высокого класса абразивной устойчивости увеличилась в несколько раз. Зарубежные авторы приводят многочисленные примеры значительного увеличения ресурса работы ЭЦН при использовании насосов компрессионной сборки. Например, как описано в [3], наработка на отказ по скважинам месторождения Вафра (расположено на границе Кувейта и Саудовской Аравии), осложненных выносом песка, увеличилась с 92 до 422 суток. Со 158 до 648 суток увеличилась средняя наработка ЭЦН после начала использования насосов компрессионной сборки на сильнообводненных песконесущих скважинах месторождения Оритупано-Леона (Венесуэла) [4]. Таким образом, в силу значительного влияния конструкционной надежности на ресурс работы ЭЦН исследования должны производиться для каждой отдельной группы оборудования, а не для всего парка оборудования, эксплуатируемого нефтегазодобывающей компанией.

Вторая, наиболее часто допускаемая ошибка – использование показателя концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой жидкости в качестве фактора, влияющего на ресурс работы ЭЦН. Фактором, то есть причиной абразивного износа РС и других деталей ЭЦН, являются присутствующие в добываемой жидкости частицы, имеющие большую твердость, чем материалы изготовления оборудования [5]. К таким абразивным частицам относится прежде всего кварц, имеющий твердость по шкале Мооса 7, плагиоклаз, имеющий твердость 5, и обломки пород, чаще всего представленные конгломератами зерен кварца [6]. Причем в общем составе выносимых частиц доля абразивных изменяется в очень широких пределах: от полного их отсутствия до 100%-ного содержания [6–8]. Например, среднее содержание абразивных частиц в жидкости, добываемой из пластов группы ПК на месторождениях Западной Сибири, составляет 83,4, по юрским пластам – всего 14,3%. По этой причине показатель КВЧ малоинформативен. Кроме того, на процессы износа оборудования в значительной мере влияют геометрическая форма выносимых частиц и их гранулометрический состав [5]. Однако авторы многочисленных исследований пытались установить влияние КВЧ в добываемой жидкости, а не концентрации абразивных частиц (КАЧ) на ресурс работы ЭЦН, что вносило значительную погрешность в результаты. Так, в [9] приведена зависимость наработки ЭЦН по скважинам Самотлорского месторождения, на которых произошла авария с падением оборудования на забой, от показателя КВЧ. Автор работы [10] демонстрирует пример успешной эксплуатации ЭЦН с новой геометрией рабочих колес и оперирует при этом показателем КВЧ, который варьировал от 64 до 883 мг/л. В [11] определены опасные диапазоны КВЧ (а не КАЧ) в добываемой жидкости на скважинах Самотлорского месторождения для ЭЦН стандартного и износоустойчивого исполнения: более 100 мг/л – для ЭЦН стандартного исполнения и 300 – для износоустойчивого. Во всех этих исследованиях нет сведений о фактическом количестве присутствующих абразивных частиц, поэтому декларируемые выводы требуют уточнения.

Многие исследователи хорошо понимают некорректность использования показателя КВЧ как фактора, непосредственно влияющего на ресурс работы ЭЦН. Так, в [12] справедливо отмечено, что КВЧ, определяемая при отборе проб скважинной жидкости, слабо коррелирует с истинной КАЧ в этой жидкости. Соответственно и коэффициент корреляции между наработкой на отказ ЭЦН и КВЧ на скважинах Самотлорского месторождения составляет всего 0,1. Авторы [13] правы, называя параметр КВЧ не только неэффективным, но и вредным в силу невозможности использования для сравнения работы различных типов оборудования. Конструкторы заводов-изготовителей ЭЦН понимают факторы, влияющие на работу оборудования, гораздо глубже, и по этой причине показатель КВЧ никогда ими не используется. В соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей, класс износоустойчивости, а следовательно, и расчетный ресурс работы ЭЦН определяется в зависимости от содержания в жидкости абразивных частиц с твердостью 7 по шкале Мооса, то есть от содержания кварца. Однако, по мнению авторов данной статьи, и представители заводов-изготовителей заблуждаются в оценке границ использования оборудования различных классов износоустойчивости, несколько завышая их. Еще раз подчеркнем, что как производители оборудования, так и нефтедобывающие предприятия, эксплуатирующие его, довольно редко имеют четкое представление о реальном уровне выноса абразивных частиц, определенного или лабораторным методом [6], или специальными приборами – ультразвуковыми датчиками, устанавливаемыми на устье скважин [14]. Ввиду того что многими исследователями за эквивалент количества абразивных частиц в добываемой жидкости принимается показатель КВЧ, создается иллюзия большого ресурса оборудования при эксплуатации в скважинах с выносом кварца в концентрации 200, 500 и даже 1000 мг/л. Интересен тот факт, что, например, компания General Electric рекомендует использование ЭЦН компрессионной сборки с РС из материала нирезист тип 1 при концентрации абразивных частиц начиная с 20 мг/л [5], тогда как, согласно техническим условиям отечественных производителей, при таких условиях можно успешно эксплуатировать насосы с РС из серого чугуна. Длительный опыт эксплуатации насосов стандартного исполнения с РС из серого чугуна на Самотлорском месторождении показал полную несостоятельность последнего утверждения. ЭЦН и РС из серого чугуна одноопорной конструкции имели очень низкий ресурс работы [15] и многочисленные осложнения при эксплуатации в виде аварий с полетом оборудования на забой [1].

Методология исследований влияния выноса абразивных частиц на ресурс работы ЭЦН

Поскольку непосредственно отказы ЭЦН всегда выделить сложно, при анализе использован показатель средней наработки установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). При изучении зависимости средней наработки на отказ УЭЦН от КАЧ, по мнению авторов статьи, необходимо было соблюсти следующие условия:

1) зависимость должна строиться от КАЧ (кварца, плагиоклаза и обломков пород) в добываемой жидкости, а не от показателя КВЧ. Учитывая то обстоятельство, что точные замеры КАЧ по многим скважинам отсутствуют, можно принять средний показатель по данному объекту разработки;

2) зависимость должна строиться отдельно для каждого класса износо-
устойчивости ЭЦН, то есть объектом исследования должно быть оборудование с РС из одного материала, имеющее аналогичное конструктивное исполнение;

3) зависимость должна строиться на основании статистики наработки УЭЦН по объектам разработки, имеющим один вид коррозии (углекислотную или сероводородную);

4) при построении зависимости следует по возможности использовать данные наработки УЭЦН по месторождениям или отдельным объектам разработки с минимальным влиянием косвенных факторов, таких как отложения солей, коррозии, а также из-за некачественной эксплуатации и сервисного обслуживания.

Под описанные выше условия в наибольшей степени подходили скважины с УЭЦН на части месторождений и объектов разработки, разрабатываемых до 2013 г. компанией ТНК-ВР. Во-первых, действующая в данной компании стратегия повышения эффективности эксплуатации механизированных скважин предусматривала использование в большинстве случаев ЭЦН с РС плавающего типа из материала нирезист тип 1 с радиальными промежуточными подшипниками, установленными через 50 см [1]. Фактически в большинстве случаев как на месторождениях с очень высоким выносом абразивных частиц, так и при их отсутствии использовались аналогичные по износоустойчивости ЭЦН, что и дает возможность сравнения значений их наработки на отказ при разных условиях эксплуатации. Во-вторых, существовавшие в данной компании подходы к изучению осложняющих эксплуатацию факторов предусматривали определение на части скважин КАЧ, а также изучение содержания коррозионно-активных компонентов в добываемой жидкости. Таким образом, имеется возможность построить зависимость наработки ЭЦН не от малоинформативного показателя КВЧ, а от среднего по объекту разработки содержания абразивных частиц и даже оценить влияние их геометрии. И, наконец, для анализа можно было выделить только те месторождения и объекты разработки, по которым влияние сторонних факторов был минимальным и присутствовал только один вид коррозии – углекислотная.

Ниже по тексту будут даваться сведения по индексу агрессивности частиц (AI – aggressiveness index по принятой международной терминологии). Индекс агрессивности может быть рассчитан по результатам лабораторных анализов образца песка из скважины. Это метод измерения относительной разрушающей силы образца песка, состоящей из взвешенных факторов, основанных на размере частиц, их форме, кислотной растворимости и процентном содержании кварца. Диапазон измерений составляет от 0 до 100%, более высокий показатель соответствует большей агрессивности среды [5, 6].

Объекты исследования

Рассмотрим кратко основные показатели эксплуатации скважин с УЭЦН за 2012–2013 гг. по отдельным месторождениям и объектам разработки, принятым для изучения зависимости влияния содержания абразивных частиц на среднюю наработку на отказ.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины Верхнечонского месторождения

18-2.jpgНаиболее приближенные к идеальным условия для эксплуатации УЭЦН с точки зрения отсутствия осложнений в виде выноса абразивных частиц имели место на Верхнечонском нефтяном месторождении, находящемся на первой стадии разработки. Все скважины с горизонтальным участком, средний дебит жидкости – 177 м3/сут. Вследствие данных факторов скорость фильтрации жидкости в призабойной зоне невелика. Коллектор хорошо сцементирован, средняя депрессия – 5 МПа. По состоянию на конец 2013 г., операции по интенсификации притока (гидравлический разрыв пласта, кислотные обработки и т.д.) на скважинах не проводились, средняя обводненность составляла 9%. Все перечисленные факторы и параметры эксплуатации скважин способствовали очень низкому уровню выноса абразивных частиц. При средней КВЧ 78 мг/л доля кварца в пробах добываемой жидкости варьировала от 0 до 8% при его среднем содержании 2 мг/л. Факторами, наиболее серьезно осложняющими эксплуатацию ЭЦН на данном месторождении, являлись отложения парафина и солей, представленных галитами и карбонатами. Кристаллы галита (NaCl), показанные на рисунке 2, не являющиеся абразивными, постоянно забивали ЭЦН и НКТ, но легко удалялись промывкой пресной водой. Содержание CO2 в добываемой жидкости составляло всего 20 мг/л, случаев коррозии подземного оборудования не было. Как видно из таблицы 1, в которой представлена структура отказов УЭЦН по анализируемым месторождениям и объектам разработки, основная доля отказов на Верхнечонском месторождении (38%) приходилась на кабель. Большая доля отказов приходится и на погружные электродвигатели (ПЭД) (21%). Доля отказов ЭЦН вследствие осевого износа составляла всего 3% и была вызвана в основном длительной эксплуатацией за пределами левой допустимой границы напорной характеристики вследствие снижения притока из пласта. Средняя наработка УЭЦН при вышеописанных условиях эксплуатации составила 757 суток.

18-3.jpg
УЭЦН, эксплуатирующие скважины Кальчинского месторождения

Основными объектами разработки на Кальчинском нефтяном месторождении являются хорошо сцементированные ачимовские пласты. С целью интенсификации притока почти на всех скважинах в период 2004–2011 гг. были проведены операции ГРП. На момент проведения данного анализа отказы, связанные с выносом проппанта, не наблюдались. Скважины эксплуатируются с достаточно большой депрессией 14 МПа, однако вследствие хорошей сцементированности коллектора, относительно большой средней перфорированной мощности в 36 м и относительно небольшого среднего дебита скважин 87 м3/сут. вынос абразивных частиц был невысок. Средняя КВЧ составляла 90 мг/л, среднее КАЧ – 30 мг/л. Расчетный индекс агрессивности выносимых частиц составляет 55. Среднее содержание CO2 в добываемой жидкости – 200 мг/л, имеют место отказы, вызванные коррозией корпуса ПЭД. Основными причинами подъема оборудования были отказы ПЭД и гидрозащиты (46%), а также кабельных линий (32%) (табл. 1). 7% отказов ЭЦН происходило из-за осевого или радиального износа РС. Средняя наработка ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 при таких условиях эксплуатации в 2013 г. составила 662 суток.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины пласта БВ10 Самотлорского месторождения

18-4.jpg

   Самотлорское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки, средняя обводненность продукции скважин пласта БВ10 в 2013 г. составила 94%. Большинство скважин наклонно-направленные, почти все подверглись операции ГРП в период 2003–2010 гг. На момент проведения анализа влияния выноса проппанта на работу УЭЦН не наблюдалось. Средняя перфорированная мощность пласта на вертикальных скважинах – 11,7 м, средний дебит жидкости – 121 м3/сут. при депрессии 11,5 МПа. При средней КВЧ 156 мг/л доля абразивных частиц в пробах составляла 30%, то есть средняя КАЧ – 47 мг/л. Расчетное значение AI равно 58. Среднее содержание СО2 в добываемой жидкости – 198 мг/л, что вызывало умеренную долю отказов погружного оборудования от коррозии. Основная доля отказов приходилась на ЭЦН и была вызвана засорением проходных отверстий солями и мехпримесями (34%). 12% отказов происходило вследствие осевого или радиального износа. Средняя наработка УЭЦН, эксплуатирующих пласт БВ10 Самотлорского месторождения, в 2013 г. составила 569 суток.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов группы БВ8 Самотлорского месторождения.

Основной продуктивный горизонт этой рассматриваемой группы – пласт БВ81–2 – сложен высокопроницаемым песчаником, что и определяет относительно большой средний дебит скважин в 287 м3/сут. Средний интервал перфорации на вертикальных скважинах и на скважинах с боковым стволом составляет всего 9,9 м, поэтому высокая скорость движения жидкости в сочетании с факторами высокой обводненности продукции и относительно большой депрессии на пласт в 11,1 МПа и является причиной выноса абразивных частиц с среднем 65 мг/л. Среднее расчетное значение AI равно 60. Среднее содержание СО2 в добываемой жидкости – 110 мг/л, случаи углекислотной коррозии погружного оборудования присутствуют, но не критичны. Основные отказы приходятся на засорение проходных отверстий насосов солями и мехпримесями (26%), а также на осевой или радиальный износ РС (23%). Средняя наработка УЭЦН в таких условиях эксплуатации составила 412 суток.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов группы АВ Самотлорского месторождения

18-5.jpgДанная группа наиболее неоднородна и включает как высокопроницаемые монолитные пласты, так и низкопроницаемые, подвергшиеся в разное время ГРП. Средний дебит скважин по жидкости – 137 м3/сут. Более низкая по сравнению с описанными выше объектами разработки сцементированность коллектора и является основной причиной КАЧ в среднем 112 мг/л. Ввиду высокой доли содержания кварца в составе выносимых частиц и плохой окатанности его зерен расчетное значение AI велико и составляет 76. Минералогический состав пробы мехпримесей типичной скважины пласта АВ1-3 Самотлорского месторождения, распределение гранулометрического состава выносимых частиц и вид фильтрата мехпримесей с 50-кратным увеличением представлены в таблице 2 и на рисунках 3 и 4 соответственно. Основные причины отказов ЭЦН – износ РС (39%) и засорение РС отложением солей или мехпримесями (22%). Содержание растворенного СО2 в добываемой жидкости составляет 212 мг/л, вследствие чего имеют место случаи 18-6.jpgкоррозии корпусов ПЭД. На скважинах, эксплуатирующих пласты группы АВ, фиксируется наибольшее количество аварий с падением оборудования на забой, вызванных в основном увеличением вибрации ЭЦН вследствие абразивного износа. Средняя наработка на отказ ЭЦН по скважинам данной группы в 2013 г. составила всего 325 суток.

ЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов ПК Ван-Еганского месторождения

Для всех пластов группы ПК Ван-Еганского месторождения характерна очень низкая степень сцементированности коллектора. Большинство скважин, эксплуатирующих данные пласты, вертикальные, средняя перфорированная мощность – 9 м. Средний дебит жидкости по скважинам – 83 м3/сут., средняя депрессия на пласт – всего 1,7 МПа. Несмотря на такие параметры эксплуатации, КАЧ в добываемой жидкости при проведении данного анализа принята равной 400 мг/л. Для скважин данной группы характерны залповые выбросы песка с концентрацией от 1000 до
10 000 мг/л. В работе [7] показаны результаты мониторинга КАЧ при выводе на режим ЭЦН на скважинах со слабосцементированным коллектором. На основании приведенных данных можно сделать вывод о том, что на скважинах со слабосцементированным коллектором вследствие присутствия залповых выбросов песка среднюю КАЧ можно определить только с большой долей погрешности. Среднее распределение минералогического состава фильтрата мехпримесей по скважине пласта ПК Ван-Еганского месторождения, распределение гранулометрического состава выносимых частиц и вид фильтрата мехпримесей показаны в таблице 3 и на рисунках 5 и 6 соответственно. Значение AI выносимых частиц наиболее высоко и составляет 86. Высокое значение AI вызвано значительным содержанием кварца и обломков пород, представляющих, как было сказано выше, конгломераты зерен кварца, а также их плохой окатанностью. Для скважин Ван-Еганского месторождения характерны частые отказы, вызванные осевым или радиальным износом ЭЦН (36%), засорением проходных отверстий солями или мехпримесями (29%). Интервал перфорации приходилось промывать почти при каждой смене оборудования. Средняя наработка ЭЦН в таких жестких условиях эксплуатации составляла всего 127 суток. В работе [17] отмечается наличие аналогичных проблем при эксплуатации УЭЦН на скважинах пластов группы ПК Барсуковского и Комсомольского месторождений. Доля отказов, 

29-3.jpg

связанных с осевым и радиальным износом и засорением РС песком, на этих месторождениях составляла 40%. 

ЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов ПК Ван-Еганского месторождения после операции крепления призабойной зоны

Неплохой эффект по увеличению наработки принесло применение технологий по креплению призабойной зоны: на начальном этапе – технологии «Линк» компании «Геотехнокин», в дальнейшем – более совершенной технологии Secure SC2020 компании Champion Technologies (в настоящее время вошла в компанию Master Chemicals). После проведения работ по креплению призабойной зоны на вертикальных скважинах пластов ПК значительно улучшились условия эксплуатации ЭЦН. Среднее содержание абразивных частиц составляло 140 мг/л. 

18-7.jpg

Обычно в течение 2–3 месяцев эксплуатации скважин после крепления призабойной зоны вынос абразивных частиц или вообще отсутствовал, или был относительно небольшим (до 50 мг/л). Средний дебит по скважинам данной рассмотренной группы составил 95 м3/сут. При дальнейшей эксплуатации КАЧ увеличивалась часто до значительных уровней в 200–300 мг/л, однако залповые выбросы в объемах 1000–
10 000 мг/л уже не фиксировались. Значение AI по скважинам с обработанной призабойной зоной – 81. Изменение условий эксплуатации отразилось и на 

18-8.jpg

снижении отказов по причинам засорения проходных отверстий ЭЦН солями и мехпримесями, и по радиальному и осевому износу РС (табл. 1). Средняя наработка на отказ ЭЦН на скважинах пласта ПК после проведения операций крепления составила 285 суток.  

18-9.jpg

В таблице 4 представлены сведения по действующему фонду скважин с УЭЦН на рассмотренных объектах разработки, по количеству рассмотренных при анализе случаев отказа ЭЦН, средней наработке на отказ и количеству анализов проб добываемой жидкости на качественный состав мехпримесей. Из представленных сведений видно, что анализ выполнен на фонде скважин 6768, при этом рассмотрено 14149 случаев отказов УЭЦН, произошедших в 2012–2013 гг. 

Результаты анализа

18-10.jpgНа рисунке 7 представлены полученные по результатам анализа сведения по средней наработке ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 с колесами плавающего типа, по среднему проценту отказов из-за осевого и радиального износа и средней концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости по рассмотренным объектам разработки различных месторождений. Представленные сведения хорошо демонстрируют зависимость снижения средней наработки на отказ при увеличении КАЧ в добываемой жидкости и увеличении процента отказов из-за осевого и радиального износа ЭЦН. На рисунке 8 показаны зависимости наработки на отказ ЭЦН и среднего процента отказов, вызванных радиальным или осевым износом, от КАЧ в добываемой жидкости. 18-11.jpgКоэффициент корреляции для определенной логарифмической функции зависимости средней наработки на отказ ЭЦН от КАЧ равен 0,8393, для полиномиальной функции зависимости процента отказов из-за осевого и радиального износа от КАЧ – 0,919.

Интересен тот факт, что доля отказов ЭЦН из-за радиального и осевого износа растет пропорционально до значений КАЧ 112 мг/л. При дальнейшем увеличении КАЧ, например, на скважинах пластов группы ПК, процент отказов из-за износа даже несколько ниже. Этот факт объясняется тем, что осевой и радиальный износ РС на уровне 35–40% приводит с снижению производительности оборудования на 10–20%, после чего для снижения риска аварии УЭЦН останавливают. Таким образом, например, по пластам группы ПК при КАЧ 400 мг/л износ в 36,1% наступает за время эксплуатации всего 127 суток. К тому же на слабосцементированных пластах часто происходят залповые выбросы песка, поэтому увеличивается количество случаев отказа из-за засорения РС ЭЦН. По этой причине применение ЭЦН с высокой абразивной стойкостью на скважинах, характеризующихся залповыми выбросами песка, не всегда целесообразно. После проведения обработки по креплению призабойной зоны слабосцементированных пластов ПК, напротив, создаются условия применения насосов повышенной износоустойчивости, показывающих эффективность ввиду снижения случаев залпового выброса песка.

18-12.jpgНа рисунке 9 представлена расчетная вероятность отказа ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 до 1000 сут. работы от КАЧ, определенная по методике, описанной в [16]. Данная расчетная вероятность отказа обратна вероятности безотказной работы системы УЭЦН в заданных условиях и с заданной конструкционной надежностью и в расчетной функции определяется через основные показатели надежности:

• временной интервал – за расчетный период времени установлено достижение наработки УЭЦН в течение 1000 суток;

• вероятность безотказной работы, определенная как отношение количества систем УЭЦН, сохранивших свою работоспособность в течение установленного временного периода, к общему количеству систем, работоспособных в начальный момент наблюдений;

• интенсивность отказов в единицу времени с дискретностью в 1 сутки.

18-13.jpgУчитывая то обстоятельство, что большинство крупных зарубежных производителей ЭЦН при выборе класса износоустойчивости оборудования используют показатель AI, представляет интерес отображение полученных данных в координатах AI-КАЧ. Ведь именно в данных координатах и представлена диаграмма выбора класса износоустойчивости ЭЦН компании General Electric [5]. На рисунке 10 показана зависимость изменения наработки ЭЦН (показатель отражается размером шара, значение написано снизу) от индекса агрессивности частиц (значение показано в центре шаров) и концентрации абразивных частиц. Анализируя сведения, представленные на рисунке 5, можно отметить, что ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 могут условно успешно применяться только при AI не более 60 и КАЧ не более 60 мг/л. При дальнейшем росте КАЧ и AI следует переходить на использование насосов с большей абразивной устойчивостью, например компрессионных или пакетной сборки. Детальные выводы по результатам оптимизации класса износоустойчивости ЭЦН и применения защитных устройств для снижения КАЧ на основании результатов исследований, представленных на рисунке 10, будут предметом отдельного изучения.

Выводы

Проведенный анализ позволил получить зависимости средней наработки на отказ ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1, среднего процента отказов из-за радиального и осевого износа от КАЧ. Построена расчетная вероятность отказа ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 до 1000 сут. работы от КАЧ. Результаты данной работы будут использованы в компании ОАО «НК «Роснефть» для выбора оптимального класса износоустойчивости ЭЦН, что позволит оптимизировать затраты на закупку оборудования. Появляется возможность прогнозирования изменения наработки на отказ УЭЦН при проведении работ, направленных на ограничение попадания песка на прием насоса. Например, при снижении концентрации абразивных частиц на скважинах пластов группы АВ Самотлорского месторождения от среднего существующего значения 112 до 66 мг/л, то есть в 2 раза, можно ожидать увеличения наработки на отказ примерно на 80–90 суток.




← Назад к списку


im - научные статьи.