Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор литературных источников и промысловых данных о состоянии аварийности установок ЭЦН 8
1.1 Обзор работ, освещенных в литературных источниках 8
1.2 Состояние аварийности оборудования УЭЦН по промысловым даннымвОАОСНГДУ-2 15
2 Теоретические основы аварийных отказов скважинного оборудования УЭЦН 23
2.1 Причины возникновения вибрации и резонанса в установках УЭЦН 23
2.2 Анализ причин межсекционных расчленений насосной компоновки УЭЦН " 37
2.2.1 Методы расчета шпилек, соединяющих секции и узлы насосной компоновки установки ЭЦН 39
2.2.2 Расчет запаса прочности по нормальным напряжениям 42
2.2.3 Оценка запасов прочности по изгибным напряжениям 46
2.2.4 Оценка запасов прочности по касательным напряжениям 50
2.2.5 Эквивалентный запас прочности при расчете шпилек 51
2.2.6 Проектирование шпильки 53
2.2.7 Способ выравнивания нагрузки по виткам резьбы 54
3 Исследование влияния осложняющих факторов на аварийность УЭЦН 58
3.1 Влияние геологических факторов на аварийность скважинного оборудованияУЭЦН 58
3.1.1 Зависимость числа аварий от содержания механических примесей в добываемой продукции 58
3.1.2 Зависимость числа аварий от содержания воды в добываемой продукции
3.1.3 Зависимость числа аварий от содержания свободного газа на входе в насос 64
3.1.4 Расчет содержания газа на приеме насоса 66
3.1.5 Математическое описание влияния факторов на аварийность УЭЦН 68
3.2 Влияние технологических факторов на аварийность УЭЦН 70
3.2.1 Зависимость числа аварий от глубины спуска ЭЦН 70
3.2 2 Зависимость числа аварий от глубины погружения насоса под динамический уровень 72
3.2.3 Зависимость числа аварий от динамического уровня 76
3.3 Влияние факторов, обусловленных конструкциями скважины и установок погружных центробежных насосов 80
3.3.1 Анализ аварийных отказов по заводам - изготовителям 80
3.3.2 Отказы импортного оборудования. , 83
3.3.3 Влияние конструкций осевых опор и радиальных подшипников вала насоса на аварийность 84
3.3.4 Зависимость числа аварий от группы исполнения и технической характеристики ЭЦН 88
3.3.5 Зависимость числа аварий от параметров погружных агрегатов... 90
3.3.6 Зависимость числа аварий от угла наклона интервала спуска насоса 92
3.3.7 Зависимость числа аварий от мощности ПЭД 93
3.3.8 Характер слома материала узлов насосного оборудования 95
3.4 Влияние осложняющих факторов на аварийность УЭЦН при их совместном действии 101
4. Разработка мероприятий для предупреждения pc - отказов уэцн и результаты внедрения на самотлорском месторождении 105
4.1 Результаты внедрения устройства «Резьбовое соединение узлов машин шпильками» 105
4.2 Устройство для перекрытия ствола скважины 109
4.3 Устройство противоаварийное для установок погружных центробежных насосов для добычи нефти 113
Заключение 118
Литература
- Анализ причин межсекционных расчленений насосной компоновки УЭЦН
- Эквивалентный запас прочности при расчете шпилек
- Зависимость числа аварий от содержания свободного газа на входе в насос
- Устройство для перекрытия ствола скважины
Введение к работе
Техническая политика интенсификации добычи нефти установками погружных центробежных насосов, проводимая в последние годы крупнейшими компаниями России как прогрессивная технология в нефтедобыче, вызвала рост отказов оборудования. Особенно выросли так называемые РС-отказы, влекущие за собой полет оборудования на забой и наносящие значительный ущерб экономике предприятия. Несмотря на проведение масштабных исследований в различных нефтедобывающих компаниях по выявлению причин отказов по узлам УЭЦН, сократить этот вид аварий пока не удается.
Причину этих отказов следует искать в условиях эксплуатации оборудования УЭЦН и в качестве самого оборудования. В скважине насос находится под воздействием многих факторов, отрицательно влияющих на его работу. Хотя область применения УЭЦН четко оговорена технологическим регламентом эксплуатации скважин, зачастую реальные условия эксплуатации оборудования значительно отличаются от условий, регламентирующих область их применения. Как правило, это такие факторы, как пространственная кривизна ствола скважины; угол наклона участка спуска насоса; высокая концентрация механических примесей; повышенное содержание свободного газа на приеме насоса и еще целый ряд других неблагоприятных факторов. Они объединены в три группы. Первую составляют геологические факторы - наличие в продукции свободного газа, наличие механических примесей, обводненность продукции скважины. Во вторую группу вошли факторы, обусловливающие технологический режим эксплуатации скважины: глубина спуска насоса, динамический уровень и погружение под динамический уровень. В третью группу отнесены параметры, характеризующие конструктивные особенности скважины и скважинного оборудования. В процессе эксплуатации скважин установками ЭНН основные осложняющие факторы действуют на аварийные отказы оборудования порознь и в сово-
купности. Ранжирование степени влияния каждого из факторов на аварийность УЭЦН позволяет принимать оптимальные решения по выбору первостепенных мер по сокращению аварий. Процесс этот состоит из трех этапов: предварительное выявление предполагаемой причины аварийного отказа; установление основных осложняющих факторов и их ранжирование по степени их влияния на аварийность; разработка мероприятий по сокращению аварийности оборудования УЭЦН. В связи с вышесказанным возникла необходимость в проведении исследований по выявлению основных осложняющих факторов, причин аварийных отказов и разработки мероприятий по их устранению.
Цель работы - разработка научно - методологического подхода к оценке степени влияния осложняющих факторов на аварийность с использованием многофакторного анализа в различных условиях эксплуатации установок ЭЦН и разработка мероприятий по устранению данного вида отказов.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
Установление причины аварийного отказа путем анализа аварийности от наработки УЭЦН в скважине.
Установление основных осложняющих факторов на аварийность.
Многофакторный анализ с целью ранжирования степени влияния основных факторов на аварийность УЭЦН в различных условиях эксплуатации.
Уточнение методики расчета и конструирование крепежных деталей для соединения секций и узлов насосной компоновки.
Разработка оборудования для предупреждения расчленения секций ЭЦН и полетов оборудования на забой.
Внедрение в промысловую практику разработанных технических мероприятий для устранения аварийных отказов УЭЦН.
Методы исследований. Теоретические и прикладные исследования проведены с использованием апробированных современных экспериментальных и расчетных методов, методики многофакторного анализа, конст-
рукторских компьютерных программ. Достоверность использованных методов подтверждена успешным внедрением крепежных деталей с повышенной несущей способностью.
Научная новизна работы
Разработан научно-методологический подход к оценке степени влияния осложняющих факторов на аварийность с использованием многофакторного анализа в различных условиях эксплуатации установок ЭЦН.
Установлена зависимость аварийных отказов от времени работы оборудования УЭЦН в скважине. Выявлено, что 37 % полетов происходит в течение 100 суток после пуска насоса в эксплуатацию.
Установлена общая закономерность аварийных отказов от угла наклона ствола скважины в интервале размещения насоса. Показано, что стандартные условия контрольного виброисследования ЭЦН на горизонтальном испытательном стенде не соответствуют условиям эксплуатации насоса в скважине.
3 Установлены пределы обводненности продукции скважины,, в которых оборудование УЭЦН имеет наименьшую аварийность. Выявлено, что интервал наименьшего числа аварий совпадает с обводненностью 40 - 70 %, когда образуется нефтяная эмульсия с наибольшей вязкостью.
На защиту выносятся:
Результаты исследований аварийности установок ЭЦН в различных геологических и технологических условиях эксплуатации, а также в зависимости от конструктивных особенностей скважин и оборудования.
Конструкция и методика расчета крепежных деталей с равномерным распределением нагрузки по длине резьбовой нарезки.
Противоаварийные устройства для предупреждения расчленения секций и полетов оборудования на забой.
Теоретическая ценность работы заключается в анализе влияния группы факторов в совокупности, обусловливающих аварийность оборудо-
вания УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти, с ранжированием степени их влияния на аварийность, и в соответствующих выводах.
Практическая ценность работы заключается в использовании результатов исследований при ремонте и обслуживании установок погружных центробежных насосов в ЗАО «Центрофорс». Принято решение о диагностировании насосов на вибрационную устойчивость на стенде с наклоном, приближенным к условиям предстоящей работы в скважине. Конструкция крепежных шпилек с равномерным распределением осевсй нагрузки по длине резьбы, на которую автор имеет приоритет, внедрена на скважинах Само-тлорского месторождения. В результате применения крепежного материала новой конструкции получен технический эффект не только по снижению расчленений в соединениях, но и по всем позициям аварийности насосной компоновки. В течение 10 месяцев работы УЭЦН в скважине произошел отказ только двух насосных компоновок.
Обоснованность научных положений подтверждена результатами внедрения предложенных разработок в промысловых условиях.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно - практических конференциях, тех-советах и семинарах: на Всероссийской научно-практической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (Уфа, 2004); научно-техническом совете СНГДУ-2 (Нижневартовск, 2005); техническом совете «Нижневартовское нефтедобыва-ющее предприятие» АНК «Башнефть (Нижневартовск, 2005); научно- техническом семинаре кафедры нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного технического университета в 2004 и 2005 гг.
Публикации по теме диссертации. Список научных статей, которые составили основу диссертационной работы, включает 10 наименований, в том числе 1 патент РФ.
Анализ причин межсекционных расчленений насосной компоновки УЭЦН
Погружные центробежные насосы спроектированы по секционному принципу и в общем случае состоят из входного модуля, нижней секции, средней секции, верхней секции, которые соединяются друг с другом по типу «фланец - корпус» с помощью шпилек и гаек. При высоком содержании газа в состав насоса включается модуль насосный газосепаратор, который размещается в одном корпусе с входным модулем. Головка газосепаратора стыкуется с фланцем средней секции насоса и крепится к ней также шпильками. Основание газосепаратора имеет вариант исполнения с приемной сеткой. В этом случае входной модуль отсутствует, и газосепаратор стыкуется непосредственно с протектором, с которым соединяется аналогичным образом. Составные элементы электропривода - ПЭД, протектор, компенсатор между собой также соединены по типу «фланец - корпус» и с помощью шпилек и гаек.
Надежность соединений узлов насосной установки, таким образом, имеет функциональную зависимость от работоспособности шпилек, а также галтелей - расслабленных мест при образовании фланцев. Поэтому особого внимания заслуживают межсекционные соединения насосной установки, влияющие на «полет» оборудования УЭЦН.
Из института машиноведения им. А.А.Благонравова РАН. к.т.н., с.н.с. Н.И.Смирнов [68] разработал критерии отказов УЭЦН и конструктивно-технологические методы повышения ресурса. В работе представлены результаты решения задачи динамики УЭЦН с учетом износа радиальных подшипников, приведены основные факторы, влияющие на предельное состояние узлов насоса, сформулированы требования к деталям и узлам, определяющим ресурс УЭЦН.
В процессе моделирования учитывался случайный характер и наиболее неблагоприятные случаи распределения дисбаланса колес, исходный зазор между втулками, режим трения в подшипниках, характерный для реальных условий и их изнашивание. В результате решения задачи получены следующие результаты:
1. Величины изгибающих моментов в корпусе растут пропорционально износу радиальных подшипников насоса для всех типов распределений дисбалансов рабочих колес и износостойкости радиальных подшипников.
2. Частота пульсаций напряжений при асинхронной прецессии вала равна частоте прецессии (примерно 10 Гц). Характер износа защитных втулок и отверстий направляющих аппаратов носит при этом равномерный характер по окружности. При синхронной прецессии вала износ защитных втулок носит неравномерный характер по окружности.
3. Вероятность наступления отказа по критерию прочности в значительной степени определяется крайне неблагоприятным распределением дисбалансов рабочих колес и высокой интенсивностью износа радиальных подшипников. На основе решения задачи динамики УЭЦН, экспериментальных усталостных испытаний элементов корпуса и радиальных подшипников, были сформулированы требования к фланцам корпуса и крепежным изделиям (таблица 2.2.1), а также разработана ресурсная технология их изготовления, позволяющая исключить отказы по критерию прочности крепежных шпилек.
Детали и узлы ЭЦН должны обладать высокой работоспособностью, т. е. способностью выполнять свои функции в течение заданного срока службы без поломок. Это в равной степени относится и к крепежным деталям. Работоспособность шпилек оценивается по прочности, износостойкости, жесткости, теплостойкости, податливости, вибрационной устойчивости. Для шпилек, как и для большинства деталей, основным критерием работоспособности является прочность. Поэтому проверка надежности материала для резьбовых изделий, соединяющих узлы ЭЦН, имеет большое значение [58, 122].
Оценка прочностной надежности проводится с помощью допускаемых напряжений, запасов прочности и вероятности разрушения. Оценка прочностной надежности по допускаемым напряжениям весьма удобна, если оборудование имеет конструктивно однотипные элементы, стабильные условия нагружения, устоявшуюся технологию производства, и разработана система допускаемых напряжений. Однако оценке прочностной надежности с помощью допускаемых напряжений присущи и существенные недостатки. Она не дает в явном виде представления о степени надежности, так как не отражает характера предполагаемого разрушения (статического, усталостного и т. п.), режима нагружения и других факторов, влияющих на надежность. Допускаемое напряжение, особенно при действии переменных нагрузок, в значительной степени зависит от геометрии детали (концентрации напряжений), материала и технологии изготовления, что затрудняет ее применение в качестве нормативной характеристики. В современных инженерных расчетах допускаемые напряжения используют главным образом для приближенных, предварительных расчетов. Наибольше распространение получил расчет по запасам прочности, который учитывает геометрию детали и условия ее нагружения. Запас прочности учитывает разброс механических свойств материала, разброс и неточное знание действующих нагрузок, приближенность температурного состояния деталей, возможные случайные перегрузки. Наиболее правильным решением будет норма прочности, которая получена путем обобщения опыта эксплуатации ЭЦН.
Недостатком системы допускаемых напряжений и запасов прочности является детерминированный характер условий прочности. Они не учитывают должным образом неизбежное расхождение разрушающих и максимальных напряжений. Этот недостаток частично устраняется статистическими запасами прочности. Другой путь построения статистических моделей надежности -определение вероятности разрушения.
Поломка шпилек, соединяющих узлы ЭЦН, связана с усталостью металла. Усталостные поломки вызываются длительным действием переменных напряжений, возникновение которых связано с перекачкой среды переменного состава - жидкости, газожидкостной смеси и газа вперемежку. Кроме того, невозможно учесть все обстоятельства работы соединений узлов оборудования в скважинных условиях, что влечет за собой условия нерегулируемости затяжки. Поэтому выбор материала шпильки и расчет запаса прочности должен производиться с учетом усталостного характера разрушения.
Эквивалентный запас прочности при расчете шпилек
Полученные значения запасов прочности следует сопоставлять с их допустимыми значениями, которые состоят из их геометрической суммы или из сложных их взаимодействий. п [п] 1. Основной запас прочности следует определять по переменным растягивающим нагрузкам л=2-3. 2. При изгибе растягивающие нагрузки возрастают кратно в 2,27 раза, что также требует повышения запаса прочности во столько раз я = 2,27(2-3) = 4,54-6,81. 3. Тангенциальные напряжения снижают прочность изделия, следовательно, допускаемые напряжения должны учитывать и это ослабление. При совместном действии нормального и касательного напряжений запас прочности обусловливается эквивалентным напряжением. 4. Нерегулируемая затяжка шпилек требует повышения запаса прочности согласно данным таблицы 1.3 из [21].
Запас усталостной прочности при сложном напряженном состоянии при совместном действии нормальных, изгибающих и тангенциальных напряжений в соответствии с принципом Сен-Венана определяется формулой
Здесь па - запас прочности при действии на шпильки повторно-переменных растягивающих усилий; пи - запас прочности при действии изгибающих усилий; пг - запас прочности только по кручению.
Таким образом, шпильки не отвечают условию запаса прочности по сумме растягивающих и тангенциальных напряжений. Требуемый запас может быть обеспечен или увеличением количества шпилек до 8, или изменением конструкции шпилек. Изменение конструкции шпилек является наиболее приемлемым, поскольку при этом нет необходимости изменять конструкцию соединительных узлов насосной установки.
Разрушения резьбовых соединений, особенно при переменных нагрузках, часто связаны со значительной концентрацией во впадинах резьбы из-за неравномерного распределения нагрузки между витками и высокой местной напряженностью. Ее демонстрация представлена на рисунке 2.2.4. Как явствует из рисунка 2.2.4, первый виток резьбы принимает на себя 75 % нагрузки.
На рисунке 2.2.5, а изображена схема резьбовой пары, в которой осевая нагрузка Р передается через резьбу гайке и уравновешивается реакцией ее опоры (у ЭЦН - фланцем). При этом каждый виток резьбы нагружается соответственно силами Р, Р/2, Р/4, Р/8 и т.д. (рисунок 2.2.5, в). Сумма всех сил равна Р. При равномерном распределении нагрузка по виткам резьбы равняется P/z, где z - количество витков (рисунок 2.2.5, б).
При переменных напряжениях деталь разрушается от меньших нагрузок, чем при постоянных нагрузках. Усталостное разрушение, как правило, начинается с поверхности в местах высокой концентрации напряжений. Трещина обычно развивается в направлении, перпендикулярном линии действия наибольших нормальных напряжений. У шпильки, соединяющей секции насосной компоновки, основание резьбы является местом высокой концентрации напряжений.
Распределение нагрузки по виткам резьбы оказывает влияние на несущую способность резьбы при статистических нагрузках, и особенно существенно влияет на сопротивление усталости соединений. На основании анализа многочисленных экспериментальных исследований установлено, что снижение нагрузки на первом витке приводит к пропорциональному повышению предела выносливости соединений. Конструктивно улучшить распределение нагрузки между витками можно путем увеличения податливости витков и уменьшения податливости тел шпильки и гайки соответственно при растяжении и сжатии. Примеры конструкции специальных упругих шпилек приведены на рисунках 2.2.6, а и 2.2,6, б.
При стандартной крепежной гайке с шестью витками первый виток резьбы воспринимает около 52 % нагрузки, второй - 25 %, третий - 12 % и последний, шестой виток - только 2 % (рисунок 2.2.5). По этой причине обрыв крепежной детали происходит по первому витку резьбы.
Разработано значительное количество конструктивных вариантов выравнивания распределения нагрузки в резьбе. На рисунке 2.2.6 приведены примеры конструкции шпилек, в которых выравнивание распределения нагрузки происходит вследствие увеличения упругости резьбовой части. Имеются много вариантов решения проблемы путем изменения конструкции гайки. В компоновке электроцентробежного насосного агрегата роль гайки выполняет резьбовое отверстие в корпусе присоединяемого узла насосной компоновки. Следовательно, ее изменение влечет за собой изменение реконструкцию всего насосного агрегата. Изменение конструкции резьбы шпильки в данном случае является наиболее приемлемым вариантом.
Зависимость числа аварий от содержания свободного газа на входе в насос
Продуктивные пласты Самотлорского месторождения сложены слабосцементированными песчаниками. Поэтому помимо пропанта из пласта выносятся и породы, слагающие призабойную зону. Наиболее активный вынос пород имеет место при глубокой подвеске ЭЦН ввиду увеличивающейся депрессии на пласт. Пропант, заполнив рабочие органы ЭЦН, приводит к его вибрациям, к повышенному износу проточной части, иногда к заклиниванию рабочих колес. Часто работа насосной установки заканчивается обрывом какого-либо узла и полетом оборудования на забой.
Наибольший процент аварий имеют установки, откачивающие продукцию с наибольшим содержанием мехпримесей. Это продуктивные пласты AB1(i_2, АВ!(з, ABi(2-3j. Пласт Б8 характеризуется малым выносом механических примесей, чему и соответствует количество аварий.
Зависимость числа аварий от содержания воды в добываемой продукции
Коррозионное разрушение скважинного оборудования, в том числе и УЭЦН, обусловлено агрессивностью пластовых вод. Кроме того, проблема коррозии обостряется на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки с применением заводнения нефтяных пластов различными типами вод. Воды, используемые для заводнения, обычно обогащены сульфатами и микрофлорой. Присутствие в воде микроорганизмов способствует изменению агрессивности водной среды, и влияет на процесс коррозии, являясь катализатором коррозионных процессов.
Железобактерии сами по себе металл не разрушают, но под слоем образованных ими отложений создаются благоприятные условия для протекания коррозионных процессов, т.е. появляются области с различными потенциалами; создаются благоприятные условия для развития многочисленных колоний сульфатовосстанавливающих бактерий (СВБ), которые влияют на коррозионные процессы. Борьба с коррозией УЭЦН обычно сводится к магниево - цинковой протекторной защите. При этом создается гальваническая пара, в которой корпус насоса является катодом, а магниево -цинковой протектор - анодом. Таким образом, коррозионный процесс перемещается с защищаемой конструкции на протектор.
Большое количество отказов ЭЦН также происходит вследствие отложения солей на рабочих органах ЭЦН. Содержание солей в пластовых флюидах незначительное, но, тем не менее, соли содержатся и в воде и в нефти. При работе ЭЦН рабочие колеса насоса нагреваются, и на их поверхностях образуются соленые налеты как накипь, которые, впоследствии увеличиваясь, уменьшают проходные диаметры отверстий. И в дальнейшем ЭЦН уже не может развивать достаточного напора и производительности.
После ГРП, вследствие больших дебитов скважин начинается интенсивный отбор жидкости из пласта. Пластовые давления в этом участке значительно падают. ППД не успевает возобновлять пластовую энергию. Падение давлений одного участка приводит к колебанию давлений на соседних скважинах. Отсюда нестабильная работа этих скважин.
Начавшееся обводнение скважин вносит свои коррективы в эксплуатацию скважин ЭЦН. С одной стороны на обводненных скважинах меньше сказывается влияние газа на работу насоса, работа таких скважин более стабильна, но создает определенные трудности в эксплуатации в зимний период. Пластовые воды западной Сибири имеют невысокую минерализацию (плотность пластовой воды 1,02 г/л), в отличие от вод Волжского региона, где минерализация достигает 250 г/л, плотность воды 1,17 кг/л, и замерзают при температуре минус 5 С.
Гистограммы на рисунке 3.1.3 наглядно показывают, что при обводненности продукции скважины выше 70 % плотность распределения аварийных отказов идет на резкий подъем. Наибольшее количество отказов приходится на обводненность более 90 %. Наименьшие показатели аварийности как количественно, так и в процентах от общего количества скважин, работающих в интервале такой же обводненности, происходят в скважинах с обводненностью от 40 до 70 %.
Коррозионные свойства продукции скважин проявляются при длительном нахождении оборудования в минерализованной воде. Причем для полноценного протекания электрохимической коррозии должно предшествовать отложения солей на поверхности оборудования. Проведённые измерения распределения температуры вдоль насосно-компрессорных труб показывают, что по сравнению с аналоговой скважиной, работающей в режиме фонтанирования с тем же дебитом, температура на выходе ЭЦН больше на 15-25 С. Тем не менее, учитывая, что солеотложение процесс длительный, а аварии происходят в основном в течение первых ста суток, можно сделать вывод об отсутствии или незначительном влиянии коррозии на РС-полеты.
Для справки приведем некоторые данные по вязкости дегазированной нефти: нефти горизонтов БВ8 и БВю легкие, маловязкие, с выходом светлых фракций; нефти горизонтов ABi и АВ4-5 имеют повышенную вязкость.
В данном случае, очевидно, нельзя не учитывать фактор влияния вязкости. Влияние вязкости на аварийность оборудования Э1ДН изучено недостаточно. Однако известно, что присутствие воды в нефти способствует образованию нефтяной эмульсии, вязкость которой при 70 % обводненности достигает своего максимального значения с резким падением при дальнейшем росте обводненности до вязкости пластовой воды. Расчетные данные эффективной вязкости обводненной нефти с мелкодисперсной структурой для Самотлорского месторождения приведены в диссертационной работе Генералова И.В. [25", обосновав это тем, что при движении водопефтяной смеси через каналы центробежного насоса образуется мелкодисперсная эмульсия. В работе, например, есть такие данные: для безводной нефти если вязкость равна 15 мПас, то при обводненности 50 % она повышается до 400 мПас. Поэтому число аварий, скорее всего, связано не с коррозионным разрушением s присутствии водь!, а влиянием вязкой среды на снижение интенсивности вибрации. Тем более нам известно, что при обводненности 50 % аварийные отказы оборудования УЭЦН отсутствуют. Значения коэффициента полезного действия и коэффициента подачи ЭЦН при обводненности 50 %, естественно, имеют минимальные значения.
Устройство для перекрытия ствола скважины
Основным показателем работы скважинного оборудования является наработка на отказ, определяемая как продолжительность от начала эксплуатации до нарушения его работоспособности в виде отказа. Потеря работоспособности погружного центробежного насоса со временем - явление нормальное. Однако в последние годы участились случаи преждевременных внезапных отказов (самопроизвольных расчленений, или PC - отказов), осложненных падением (полетом) оборудования на забой. В связи с этими изменениями возникла необходимость проанализировать работу установки центробежного электронасоса (УЭЦН) для выявления главного фактора, влияющего на аварийность. Для этого, прежде всего, выявили зависимость полетов оборудования от наработки на отказ по 2110 обслуживаемым скважинам, позволяющую предварительно установить характер возникновения отказов и, следовательно, разработать мероприятия по их устранению.
Технологические факторы, такие как глубина спуска насоса, динамический уровень, погружение его под динамический уровень жидкости, а также мероприятия по интенсификации добычи нефти, несомненно, в совокупности влияют на условия работы УЭЦН, обусловливая общие сроки их работы, в том числе безаварийные. В данной главе рассмотрены первые три фактора, имеющие конкретные количественные промысловые значения.
Зависимость числа аварий от глубины спуска ЭЦН
Глубина спуска для любого типа насоса является фактором, отрицательно влияющим на надежность его работы. Для установления корреляционной зависимости числа аварий от глубины спуска насоса сделана выборка числа полетов из 2110 эксплуатируемых скважин в интервалах по 50 м (таблица 3.2.1) и по результатам построена диаграмма, которая показала четкую прямую зависимость: с увеличением глубины спуска насоса аварийность (в %) растет (рисунок 3.2.1). Очевидно, это связано тем обстоятельством, что с увеличением глубины спуска увеличивается вынос механических примесей из пласта, отсюда увеличивается и число аварий, связанные с засорением рабочих органов. Глубокая подвеска насоса - это не только дополнительный расход насосно-компрессорных труб, кабеля, увеличение времени спуско-подъемных работ и повышение вероятности обрывов установки. Допуская насос до интервалов перфорации, обеспечивается максимальная депрессия на пласт, и как следствие - большой приток и большие дебиты скважин. Однако с увеличением депрессии увеличивается вероятность разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП), вынос мехпримесей к забою и егЪ засорение, а также засорение самого насоса.
С целью выявления корреляционной зависимости количества аварий от глубины спуска насоса сделана выборка числа полетов в пределах интервала по 50 м и по результатам построена диаграмма, которая показала четкую прямую корреляционную связь.
Из рисунка 3.2.1 следует, что с увеличением глубины подвески насоса процент количества аварий от количества насосов, работающих с подвеской в данном интервале, растет в экспоненциальной зависимости. Также по рисунку видно, что эта зависимость обусловлена не только глубиной спуска насоса, но и совместным влиянием других факторов. Например, флуктуация повышенной аварийности в интервале подвески насоса 1300 - 1400 м, очевидно, связана в большей степени влиянием других факторов, чем подвеска насоса. На рост аварийности УЭЦН в этом интервале влияют геолого-физические параметры конкретного пласта, характеризующегося наибольшим выносом породы. За пределами данного интервала, как в меньшую сторону, так в большую сторону, корреляционная связь аварийность - глубина подвески очевидна: с увеличением глубины спуска ЭЦП аварийность увеличивается вплоть до 1800 м. Дальнейшее снижение аварийности, вероятно, связано с откачкой продукции с пластов БВ ю и ЮВЬ вынос песка из которых ниже, чем из других пластов. Это предположение подтверждается данными рисунка 3.1.2 (см. подраздел 3.1), где аварии УЭЦН, откачивающих продукцию указанных пластов, отсутствуют.
Зависимость числа аварий от глубины погружения насоса под динамический уровень Погружение насоса под динамический уровень жидкости преследует цель оптимизации работы насосной установки путем снижения газосодержания на приеме насоса и предупреждения явления кавитации внутри насоса. Согласно «Регламенту по эксплуатации УЭЦН» газосодержание на приеме насоса не должно превышать 20 % по объему, а при работе газосепаратором 50 %. При большем значении этого показателя насос начинает работать неустойчиво, с кавитацией. Слишком большое погружение насоса под динамический уровень
Похожие диссертации на Аварийные отказы оборудования УЭЦН и разработка мероприятий по их устранению
