Содержание к диссертации
Введение
1. Проблема повышения эффективности эксплуатации установок шсн в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 17
1.1. Эффективность эксплуатации установок ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 17
1.2. Анализ эффективности применения импортных ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах на месторождениях России 41
1.3. Оценка влияния кривизны ствола скважины на работу ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 61
Выводы по разделу 68
2. Долговечность работы установок ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 71
2.1. Долговечность штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 71
2.2. Механизм разрушения штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 105
2.3. Методы повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 122
Выводы по разделу 135
2. Обоснование эффективной эксплуатации импортных УЭЦН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 137
1. Опыт эксплуатации импортных УЭЦН 137
2. Разработка мероприятий по улучшению работы импортных УЭЦН в наклонно-направленных скважинах 156
3. Оценка эффективности работ по внедрению импортных глубинных насосов в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах 168
Выводы по разделу 194
3. Моделирование показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта установок эцн и шсн в наклонно- направленных скважинах 197
1. Выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем 197
2. Исследование влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на коэффициент технической готовности наклонно-направленных скважин 218
3. Моделирование коэффициента технической готовности скважин, оборудованных установками ШСН в интенсивно искривленных скважинах 227
4. Моделирование показателей штанговых глубинно-насосных установок в наклонно-направленных скважинах 234
5. Моделирование коэффициента технической готовности УЭЦН в наклонно-направленных скважинах 242
4.6. Моделирование системы технического обслуживания на наклонно-направленных скважинах, оборудованных установками ЭЦН 251
Выводы по разделу 260
5. Моделирование экономических показателей эффективности технического обслуживания штанговых глубинно-насосных установок 263
5.1. Моделирование экономических показателей ликвидации обрывов и отворотов насосных штанг и компрессорных труб 269
5.2. Исследование экономических показателей эффективности технического обслуживания штанговых глубинно-насосных установок 279
5.3. Моделирование экономической эффективности применения технического обслуживания и ремонта интенсивно искривленных скважин, оборудованных ШСН 287
5.4. Моделирование экономических показателей эффективности технического обслуживания установок ЭЦН в наклонно-направленных скважинах (пласт БП9 Тарасовского месторождения) 296
5.5. Моделирование экономических показателей технического обслуживания УЭЦН в наклонно-направленных скважинах (пласт БЩ Тарасовского месторождения) 304
5.6. Моделирование замены элементов глубинно-насосного оборудования при длительной эксплуатации в наклонно-направленных скважинах 317
Выводы по разделу 322
6. Экономические основы повышения рентабельности эксплуатации часто ремонтируемых наклонно-направленных скважин 325
6.1. Применение эффективных технологий восстановления фонда часто ремонтируемых наклонно-направленных скважин и привлечение дополнительных инвестиций на основе лизинга оборудования 325
6.2. Обоснование стимулирования добычи нефти 347
6.3. Анализ опыта нефтяных компаний по повышению рентабельности часто ремонтируемых наклонно-направленных скважин 373
Выводы по разделу 410
Основные выводы и рекомендации 414
Список литературы 422
Приложения 445
- Анализ эффективности применения импортных ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах на месторождениях России
- Механизм разрушения штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах
- Разработка мероприятий по улучшению работы импортных УЭЦН в наклонно-направленных скважинах
- Исследование влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на коэффициент технической готовности наклонно-направленных скважин
Введение к работе
Актуальность работы. Стабильность работы нефтяной промышленности России в ближайшие годы будет определяться эффективностью использования фонда скважин, в первую очередь, наклонно направленных скважин (ННС) Западной Сибири. Ситуация в настоящее время такова, что простаивает до половины фонда скважин. В основном это часто ремонтируемые наклонно направленные скважины (ЧРННС). Ключ к их рентабельности находится в решении инженерно-технологических и экономических задач.
Характерной особенностью современного этапа развития нефтедобывающей отрасли страны является уменьшение объемов добычи нефти, увеличение бездействующего, простаивающего и малодебитного фонда скважин, увеличение обводненности добываемой продукции, недостаточного финансирования и т.д. Поэтому самой актуальной задачей нефтяной отрасли является уменьшение количества бездействующих и простаивающих скважин. В целом фонд бездействующих скважин в 90-х годах возрос в 4,5 раза, с 8,7 до 40 тыс. скважин в среднем по России (28% фонда), в то время как в 70-80 годах норматив Миннефтепрома был 2-4%. В 1992 и 1999 гг. Правительство РФ в специальных постановлениях для стимулирования ввода бездействующих скважин предусмотрело ряд экономических льгот. Но несмотря на это, и даже в условиях небывалого роста цен на нефть в 1999 г. (в 3,5 раза, с 8 до 30 долл. за баррель) кардинального уменьшения количества бездействующих скважин не получено. Это оказалось связано с тем, что не решены должным образом инженерно-технологические задачи этой проблемы. До сих пор в широких масштабах не применяются высокоэффективные системы технического обслуживания и ремонта скважинного нефтепромыслового оборудования, позволяющие значительно повысить коэффициент технической готовности скважинного оборудования и уменьшить затраты на его ремонт.
Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, управляемым процессам. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также параметров, не поддающихся контролю и изучению. Необходимость одновременного регулирования довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров затрудняет комплексную разработку проблемы работы фонда скважин. Ее решению посвящены исследования А.Н. Адонина, А.С. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, Н.Н. Репина, Ю.В. Зайцева, Г.В. Молчанова, М.М. Загирова, Р.А. Максутова, С.Г. Бабаева, Я.Г. Кагана, Н.Ш. Алиева, В.А. Афанасьева, М.Д. Валеева, М.Ф. Вахитова, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина Б.Б. Крумана, Л.С. Каплана и многих других.
Исследованию рациональной разработки нефтегазовых месторождений с применением различных методов оптимизации посвящены работы А.Х. Мирзаджанзаде, Г.Г. Вахитова, Г.С. Степановой, Р.Н. Дияшева, Ю.П. Желтова, А.И. Акульшина и других.
На эксплуатационную надежность работы скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН, влияет совокупность физико-химических и геолого-технических факторов, среди которых есть управляемые: режимы откачки, типоразмеры, компоновки колонн штанг и т.д.
Подбирая эти факторы для каждой конкретной скважины по существующим методикам, с учетом их влияния на надежность, можно получить требуемый дебит, частично уменьшая при этом отрицательное влияние на межремонтный период (МРП) свойств добываемой жидкости и т.д. Однако один и тот же фактор, изменяющийся в одних и тех же пределах, может быть или не быть осложняющим в зависимости от всей совокупности факторов исследуемого месторождения. Поэтому перечень осложняющих факторов в рассматриваемом месторождении может быть выявлен только на основе количественного анализа влияния их изменения на надежность глубинно-насосных скважин.
В настоящее время нет универсальной методики, в которой были бы учтены все составляющие нагрузок на скважинное оборудование в осложненных условиях эксплуатации. Неправильный их учет при выборе режимов откачки, типоразмеров, других характеристик глубинно-насосных установок приводит к преждевременному отказу.
К числу факторов, существенно влияющих на эксплуатационную надежность скважинного оборудования, относятся обводненность, вязкость и минерализованность добываемой продукции, эмульсия, содержание газа и сероводорода и т.д. Коррозионное действие среды наблюдается, главным образом, в обводненных скважинах, т.к. при этом происходит увеличение коррозионной активности среды и обращение водонефтяной эмульсии. При этом вода становится дисперсной средой и активизирует коррозионный процесс, интенсивность которого зависит от сероводорода, окиси углерода и других стимуляторов коррозии.
Более значительным и сложным является действие воды на подземное оборудование. При откачке продукции скважин следует учитывать вязкость и смазывающие свойства нефтей, обусловленные как различием вязкости, так и различием состава и физико-химических свойств компонентов нефти. Например, при откачке высоковязких жидкостей величина нагрузки от трения сопоставима с весом колонны штанг или столба жидкости выше насоса. Указанные нагрузки влияют не только на МРП работы насосных штанг, но и значительно снижают производительность насоса.
При откачке обводненной продукции происходит отложение неорганических солей и парафина на поверхности оборудования, что приводит к снижению подачи, увеличению нагрузок на детали и узлы установок; увеличивается гидродинамическое трение, происходит заклинивание и уменьшение сечений в зазорах и т.д. Если интенсивность отложения неорганических солей зависит от величины перенасыщенности попутно добываемых вод сульфатом и карбонатом кальция, то кристаллизация парафина зависит от дебита скважины, температуры жидкости, обводненности, газового фактора и т.д.
Влияние на отказы ЭЦН этих факторов аналогично их влиянию на отказы ШСН и составляет около трети всех отказов. С точки зрения эксплуатационной надежности работы установок ЭЦН важное значение имеет температура ПЭД, которая определяется степенью нагрева жидкости в зоне насосной установки, в зазоре между ПЭД и обсадной колонной. Степень нагрева жидкости зависит от режимов работы и типоразмеров УЭЦН, а также от свойств добываемой жидкости.
Работа оборудования в вертикальных скважинах хорошо изучена, в то же время его работа в искривленных скважинах, число которых в последние годы заметно растет, изучена недостаточно. Основные осложнения при работе УШСН в искривленных скважинах обусловлены резким ростом сил трения. Работа, затрачиваемая на трение, направлена на преодоление внешних сопротивлений (трение штанг о трубы и плунжера о цилиндр, трение столба жидкости о насосы и НКТ и трение штанг о жидкость). При эксплуатации наклонных скважин штанговыми насосами наблюдается интенсивный износ штанг, штанговых муфт и НКТ. Вследствие этого резко снижаются сроки их службы. Кроме того, в искривленных скважинах резко возрастают осевые нагрузки на колонну штанг в точке подвеса ее при ходе вверх. Трение штанг о жидкость при ходе вниз может привести к «зависанию штанг». Вследствие этого возникает удар, который приводит к обрыву колонны штанг, износу редуктора, обрыву канатной подвески и других узлов СКН.
Анализ работ показывает, что влияние осложняющих факторов на межремонтный период работы скважины зависит от того, в каких сочетаниях эти факторы характеризуют условия эксплуатации скважинного оборудования. Поэтому для оценки влияния на МРП каждого фактора необходимо учесть всю совокупность факторов, меняющихся от скважины к скважине данного месторождения. Количество изменяющихся факторов зависит от геологических особенностей месторождения, физико-химических свойств откачиваемой продукции, техники и технологии добычи.
Одной из основных задач, решаемых в процессе эксплуатации скважин, является обеспечение их надежной работы. Острота этой проблемы обусловлена отказами при высоких значениях эксплуатационных нагрузок. На практике в качестве показателя надежности принято оперировать средней величиной МРП независимо от вида подземных работ. Такой подход к оценке деятельности промыслов совершенно неверен. Его аналогом для скважины является средняя наработка на текущий ремонт. Для оценки частоты обрывов могут быть использованы формулы А.С. Вирновского, М.М.Саттарова и для продолжительности работы насоса - формула A.M. Пирвердяна. Эти зависимости достаточно полно отражают особенности на конкретных месторождениях, для которых они получены, но не могут быть распространены на месторождения при существенно отличающихся условиях. Они применимы только для нормальных условий эксплуатации, когда нагрузки на детали и узлы установок далеки от предельно допустимых и не учитывают всей совокупности факторов, осложняющих эксплуатацию глубинно-насосных установок. В ряде работ скважины предварительно классифицировались на группы, а затем методом дисперсионного или регрессионного анализа изучалось влияние изменения осложняющих факторов на показатели надежности скважин в группе. Указывается на низкую точность опенки МРИ. Эти модели не учитывают изменение факторов во времени.
Отсутствие комплексного метода затрудняет выявление количественных зависимостей МРП и их использование на практике, следовательно, необходима разработка методических решений, учитывающих особенности совокупности факторов.
В сложившейся ситуации возникла необходимость создания новых типов защитных устройств для ЧРННС, компенсирующих и нейтрализующих воздействие изгибов и вибраций, модели анализа ЧРННС как самого оперативного и экономически эффективного критерия и инструмента для работы с фондом ННС, а также разработки новых технологий, техники, экономических методов для рентабельной эксплуатации ЧРННС и усовершенствования используемых технологий и т.д.
Решению этой проблемы посвящена диссертационная работа и определены цель и задачи исследований.
Цель работы. Научное обоснование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах.
Основные задачи исследований: анализ эффективности эксплуатации отечественных и импортных установок ШСН в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах; оценка влияния показателей кривизны ствола скважины на надежность работы установок ШСН; исследование долговечности штанг и механизма их разрушения в искривленных скважинах; разработка методов повышения эксплуатационной надежности работы штанг; обоснование эффективной эксплуатации импортных и отечественных установок ЭЦН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах; выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем и организация ремонтных работ; моделирование показателей технической готовности установок ШСН в наклонно направленных скважинах и оценка влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на ее надежность; моделирование коэффициента технической готовности УЭЦН в наклонно направленных скважинах; моделирование экономических показателей эффективности технического обслуживания установок ШСН в искривленных скважинах; исследование показателей экономической эффективности технического обслуживания и ремонта установок ЭЦН в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах; моделирование замены элементов глубинно-насосного оборудования при длительной эксплуатации в наклонно направленных скважинах; экономические основы повышения рентабельности эксплуатации часто ремонтируемых наклонно направленных скважин.
Методы решения задач. При решении поставленных задач использовались методы математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания сложных нефтепромысловых систем.
Научная новизна.
На основе анализа фонда нефтяных скважин определены характерные проекции форм ствола скважины, введен показатель спиральности, связывающий долговечность работы насосного оборудования с показателями формы ствола и позволяющий определить опасные участки ствола наклонно направленных и интенсивно искривленных скважин.
Установлено, что при расчетах штанг на прочность необходимо учитывать поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения и дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, упругие пространственные деформации штанг, особенно на участках знакопеременной кривизны.
Определено, что отказы (обрыв и отворот штанг) штанговых колонн в наклонно направленных скважинах подчиняются распределению Вейбулла. При этом эксплуатационная надежность работы штанговых колонн в наклонно направленных скважинах на 10-15% ниже, чем в вертикальных.
На основе изучения отечественного и зарубежного опыта, анализа промыслового статистического материала, расчета долговечности работы глубинно-насосного оборудования в наклонно направленных скважинах разработана методика определения опасных для штанговых насосов участков, определения оптимальных интервалов установки насосов и предохранительных устройств с использованием ПЭВМ.
На основе анализа эффективности эксплуатации импортных и отечественных УЭЦН в наклонно направленных скважинах, а также обработки промыслово-статистического материала, разработана методика расчета кривизны ствола скважины, которая позволяет определять оптимальные интервалы подвески УЭЦН, места установки предохранительных устройств, скорость спуско-подъемных работ в опасных участках, выделить самый опасно искривленный участок скважины.
Обоснованы новые технико-технологические и экономические решения в выполнении ремонта скважин и повышении эксплуатационной надежности глубинно-насосного оборудования.
На защиту выносятся результаты научных исследований по обоснованию и разработке комплекса мероприятий по повышению технической эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования в часто ремонтируемых интенсивно искривленных наклонно направленных скважинах в осложненных условиях эксплуатации.
Достоверность научных результатов. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания на основе обработки большого количества фактического промыслового материала с широким применением ПЭВМ и наличием положительного эффекта от промышленного внедрения.
Практическая ценность работы.
Показано, что отказы насосного оборудования в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах подчиняются распределению Вейбулла. Определена оптимальная периодичность проведения технического обслуживания и ремонта при нижней допустимой границе вероятности безотказной работы и максимальной величине интенсивности отказов.
Впервые предложены центратор шарнирный и переводник гибкий шарнирный, предназначенные для нейтрализации негативного влияния всего комплекса пиковых нагрузок от изгибов, вибраций, заклиниваний, сил трения штанг об НКТ, кручения, ударных нагрузок на штанги и штанговые глубинные насосы для повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах.
Предложены более целесообразные и эффективные варианты организации ремонта скважин, оборудованных импортными установками ЭЦН путем создания совместных с иностранными компаниями сервисных центров.
Выявлено и классифицировано совместное действие изгибов и вибраций, как главных источников отказов глубинных насосов в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах, обоснованы методы их определения, закономерности возникновения, составление программного комплекса для расчета нормативной долговечности глубинных насосов.
Разработан стандарт предприятия «Методика моделирования показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах» (СТП 39-0000000-001-00), который применяется на промыслах ОАО «Тюменнефтегаз».
Разработан и внедрен стандарт предприятия «Методика моделирования экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах» (СТП 39-0000000-002-00), который применяется в ОАО «Тюменнефтегаз».
Разработан программный комплекс по моделированию технико-экономических показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта в искривленных скважинах.
Реализация результатов работы.
На основе результатов исследований разработан и внедрен комплекс мероприятий по повышению эффективности работы часто ремонтируемых наклонно направленных и интенсивно искривленных скважин - на Ново-Хазинском месторождении ПО «Башнефть» (1970 г.); в ОАО «Коминефть» (1993 г.), ОАО «Юганскнефтегаз» (1996 г.), АО «Красноленинскнефтегаз» (1993 г.), АО «Варьеганнефтегаз» (1994 г.), ОАО «Роснефть-Пурнефгегаз» (1994-95 гг.), ОАО «Нижневартовскнефтегаз» (1992, 1998 гг.), ОАО «Краснодарнефтегаз» (1995 г) и ОАО «Тюменнефтегаз» (2000 г).
Экономический эффект от внедрения комплекса мероприятий составляет 25 315 тыс. руб. в ценах на 01.01.2000 г., дополнительно получено 1085 тыс. тонн нефти.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научно-технических советов НГДУ «Южарланнефть» (1970, 1971 гг.), ПО «Башнефть» (1970 г.), НГДУ «Юганскнефть» (1994 г), Минтопэнерго РФ (1994 г.), ОАО «Черногорнефть» (1993 г), НК «Роснефть» (1995 г), ОАО «Юганскнефтегаз» (1995 г.), НГДУ «Приобьнефть» (1996 г.), ОАО «Нижневартовскнефтегаз» (1998 г); в Комитете нефтяной промышленности РФ (1993 г); секции геологии и нефтедобычи ГП «Роснефть» (1993 г), АО «Роснефть-Пурнефтегаз» (1995 г); Президиуме объединенного научно-технического совета Минтопэнерго РФ 22 февраля 1995 г; Российско-канадской научно-технической конференции в г.Тюмени (1995 г); на заседании Всероссийского Выставочного центра (1993 г); на II Международном форуме нефтяников в г. Дубай, ОАЭ (1995 г); на юбилейной конференции посвященной 25-летию СибНИИНП «Состояние, проблемы направления развития нефтяной промышленности в XXI веке», г. Тюмень, 2000 г.; Второй Всероссийской научно-технической конференции по моделированию технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий, г. Тюмень 2000 г.; Юбилейной научной сессии посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2000 г. и на научно-методических семинарах кафедры «Прикладная математика» ТюмГНГУ, 1998-2000 гг.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликована 61 печатная работа, в том числе 3 монографии, 40 статей и 2 стандарта предприятий.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 175 наименований, и приложения. Работа изложена на 484 страницах машинописного текста, содержит 186 рисунков и 100 таблиц.
Анализ эффективности применения импортных ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах на месторождениях России
На практике наблюдается односторонний износ цилиндра на концах, что делает невозможным или нецелесообразным ремонт цилиндра для повторного использования из-за необходимости снятия значительного слоя металла. Этот недостаток присущ всем насосам с цельным цилиндром, изготавливаемым по ОСТ 26-16-06-86.
В этом плане некоторые преимущества имеются у насосов по стандарту API, производство которых освоено АО "Ижнефтемаш" и СП "Кубань-Аксельсон". Эти насосы имеют на концах специальные удлинители, внутренний диаметр которых незначительно превышает диаметр цилиндра, в результате при минимальных утечках плунжер не контактирует с поверхностью удлинителя, что делает возможным ремонт насоса путем замены цилиндра и плунжера. И цилиндр, и плунжер в этих насосах подвергаются более равномерному износу, что делает возможным несколько раз восстанавливать их поверхность. Кроме того, почти на всех предприятиях было организовано изготовление седла клапана и процесс притирки пары "седло-шарик".
В результате этого межремонтный период работы ШСН в России в лучшем случае поддерживался на достигнутом уровне, в то время как в США, где предприятиями-изготовителями непрерывно совершенствовался процесс изготовления насосов, МРП ежегодно существенно увеличивался.
Существующее положение не может больше устраивать нефтедобытчиков, так как стоимость работ по замене вышедшего из строя насоса чрезвычайно высока. Вполне оправданно требование в том, что в скважину должен спускаться насос, на который заводом-изготовителем должны быть даны соответствующие гарантии о нормативной для данного объединения наработке на отказ. Этим обстоятельством во многом объясняется стремление большинства производственных объединений закупить ШСН у ведущих инофирм, так как отечественные заводы-производители подобных гарантий выдать не могут. Таким образом, назрела необходимость пересмотра всей системы заказа и поставки специального оборудования для добычи нефти, а именно -переход на сервисное обслуживание, выполняемое силами предприятий-изготовителей. В этом случае нефтедобывающее предприятие заключает договор с предприятием-изготовителем на поставку и сервисное обслуживание определенного числа ШСН.
Предприятие-изготовитель могло бы осуществлять следующие функции - изготовление и поставка насосов или основных узлов насоса; расконсервация, гидравлические испытания (при необходимости) и передача насоса бригаде ПРС для спуска в скважину; полная ревизия отработавших и поднятых из скважины насосов с целью выявления причин выхода из строя узлов, отбраковка деталей с недопустимой степенью износа, подготовка рекомендаций по материальному и конструктивному исполнению насоса для данной конкретной скважины; организация восстановления (ремонта) изношенных деталей насоса на предприятии-изготовителе или на месте эксплуатации.
В этом случае предприятие-изготовитель несет материальную ответственность за качество изготовленного оборудования и непосредственно видит результаты эксплуатации оборудования, что позволяет оперативно изменять конструкцию и исполнение насосов. В дальнейшем может быть рассмотрен вопрос аренды ШСН у изготовителя, как это практикуется сегодня у ведущих фирм-производителей оборудования.
В настоящее время имеются все необходимые условия для создания сервисных служб в районах эксплуатации оборудования. В составе каждого нефтегазодобывающего объединения имеется ЦБПО, производственные мощности которого используются незначительно, в то же время налоги на существующие мощности велики, как и затраты на поддержание производственных мощностей в работоспособном состоянии, что еще более усугубляет тяжелое экономическое положение объединений. Таким образом, представляется целесообразным сдача в аренду или передача на других условиях уже имеющихся производственных мощностей предприятиям-изготовителям для создания на их базе сервисных служб, что, в свою очередь, позволило бы трудоустроить значительное число работников ЦБПО, остающихся сегодня без работы.
Силами сервисных предприятий целесообразно проводить работы по сборке-разборке и наладке оборудования, в то время как процессы восстановления поверхностей рекомендуется проводить на предприятии-изготовителе, где имеется отлаженный технологический процесс изготовления деталей с соответствующими методами и средствами контроля качества, что наряду с правильным подбором материального исполнения определяет долговечность насоса. По таким же принципам следует организовать работу по обслуживанию и ремонту станков-качалок.
Наиболее часто подвергаемым ремонту узлом станка-качалки является редуктор. Практика показывает, что наиболее часто выходит из строя быстроходная зубчатая передача. Это связано с конструкцией быстроходного вала, в котором зубья вырезаются в теле вала, а не выступают над его поверхностью, а в большей степени - с недостатками процесса термоупрочнения поверхности зуба. Износ зубьев быстроходной передачи приводит к осевому смещению валов, величина которого увеличивается из-за прогиба промежуточного вала и значительных допусков по межцентровому расстоянию между валами. Отсутствие в отечественных редукторах принудительной системы смазки приводит к тому, что быстроходная передача, имеющая небольшие диаметры зубчатых колес, работает в наихудших, по сравнению с другими передачами, условиях. Все это, в конце концов, приводит к выкрашиванию поверхности и поломке зубьев, а, следовательно, к необходимости проведения капитального ремонта редуктора.
Механизм разрушения штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах
В работе [56] отмечается, что в наклонно направленных скважинах увеличиваются утечки через клапаны насоса; при подвеске насоса в интервале с кривизной 6 на 10 м происходит заклинивание насоса, а в интервале с абсолютными значениями зенитного угла более 42 - потеря устойчивости работы клапанов. Зона подвески насоса не должна иметь кривизну более 3 на 10 м, а максимальный зенитный угол не должен превышать 40. В АО "Татнефть" считают, что при зенитных угла менее 20 изменения азимута можно не учитывать. Как показали проведенные автором исследования, подобные утверждения не подтверждаются практикой.
Высокие технико-экономические показатели работы штанговых насосов достигаются прежде всего за счет оптимального сочетания максимально возможных дебитов и минимальной нагрузки на штанги, а также обеспечивается все более широким применением высокопрочных, коррозионностойких материалов. Для нейтрализации влияния дополнительных напряжений, действующих на установках ШСН в наклонно направленных скважинах, применяют предохранительные устройства для оборудования.
Основными факторами ускоренного износа колонн штанг являются: потеря устойчивости штанговых колонн вследствие дополнительных изгибов и вибраций, возникающих на интенсивно искривленных участках скважин; истирание муфт штанг и НКТ при их контакте на интенсивно искривленных участках скважин, при этом нагрузки на штанги могут возрастать примерно на 10% против вертикальных; односторонний износ плунжера и втулок насоса. Наличие дополнительных нагрузок на глубинно-насосное оборудование в наклонно направленных скважинах требует принятия мер по уменьшению сил трения в точках контакта штанг и НКТ, устранению вибраций и потери устойчивости штанг.
На промыслах применяются центраторы отечественные и импортные двух видов: центраторы скольжения и центраторы качения. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При больших величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках -центраторы скольжения и другие предохранительные устройства. Наиболее успешные масштабные испытания центраторов скольжения проведены в АО «Черногорнефть» и АО «Татнефть». Импортные роликовые центраторы внедрялись в ОАО «Пурнефтегаз» фирмой «Бритиш Петролеум».
В наклонных и горизонтальных скважинах целесообразно использовать штанговые муфты из стекловолокна или углерода в качестве антифрикционных центраторов штанговых колонн, имеющих пониженные коэффициенты трения с насосно-компрессорными трубами. Эффективны также антифрикционные муфты, выполненные из обычных штанговых муфт с набором медных и высокопрочных стальных колец, имеющих плотную термическую посадку или с кожухом-втулкой из стекловолокна или другой пластмассы. Совершенствование работы глубинных насосов в процессе их эксплуатации направлено на увеличение их производительности, наработки на отказ, обеспечение энергосберегающего режима.
Рассмотрим изменение вероятности безотказной работы колонн штанг от угла искривления и интенсивности искривления ствола скважин. Установлено, что отказы (обрыв и отворот штанг) штанговых колонн подчиняются закону распределения Вейбулла. Результаты расчетов приведены на рис. 1.10 [91].
Из рисунка видно, что вероятность безотказной работы колонн штанг уменьшается как с увеличением длительности эксплуатации, так и с увеличением угла искривления. В скважинах, оборудованных глубинными насосами НТВ 1-43 с углами искривления более трех градусов, средняя наработка до отказа штанг составляет 150 сут. с вероятностью 0,4, а в скважинах с углами искривления менее трех градусов - 175 сут. Аналогичная картина наблюдается и в скважинах, оборудованных глубинными насосами НГВ1-38. Зависимость вероятностей безотказной работы от наработки на отказ штанговых колонн при различных интенсивностях искривлений ствола скважин приведена на рис. 1.11. Из рисунка видно, что с увеличением интенсивности искривления ствола скважины уменьшается вероятность безотказной работы колонны штанг. Например, при P(t)=0.4 наработка на отказ составляет 130 сут. в скважинах с интенсивностью искривления ствола скважины более 0,001 град/м и 145 сут в скважинах интенсивностью искривления менее 0,001 град/м (насос НГВ1-43). Аналогично, уменьшение вероятности безотказной работы с увеличением длительности эксплуатации и интенсивности искривления ствола скважины наблюдается в скважинах, оборудованных глубинными насосами НТВ 1-38. Исследования наглядно подтвердили, что эксплуатационная надежность работы штанговых колонн в наклонно направленных скважинах на 10-15% ниже надежности их работы в вертикальных скважинах.
Результаты проведенных нами исследований показывают, что детали штанговой глубинно-насосной установки выходят из строя под действием комплекса сил: циклического растяжения-сжатия, изгиба, ударных нагрузок, истирания деталей при возвратно-поступательном движении плунжера штангового насоса. Концентрация напряжений чаще всего возникает в местах наибольшего искривления ствола скважины. Целесообразно определять эти точки прежде всего по изменению интенсивности набора вертикального угла наклона ствола скважины. Однако изучение форм стволов скважин показывает, что искривление ствола происходит, как правило, одновременно и в вертикальной, и в горизонтальной плоскостях. Поэтому под воздействием указанных факторов детали глубинных насосов испытывают дополнительные нагрузки.
Разработка мероприятий по улучшению работы импортных УЭЦН в наклонно-направленных скважинах
Анализ межремонтного периода (МРП) и других промысловых данных методом сравнений не позволил выявить конкретные зависимости работоспособности различных элементов ШСН от профиля скважин, обводненности нефти, параметров работы и других критериев. Нами применены методы статистического анализа и теории надежности.
Эффективность работы глубинно-насосных установок в промысловых условиях определяется, прежде всего, долговечностью их элементов, т.е. безотказностью в течение нормативного срока службы. Долговечность штанг, например, обычно измеряется в сутках или миллионах циклов работы. Она зависит от множества факторов объективного и субъективного характера: вида и величины нагрузок, условий эксплуатации, материала и конструкции узлов и деталей, квалификации ремонтников, уровня технологического обслуживания и т.д.
Большинство этих факторов имеет случайный характер: наличие дефектов в металле, соблюдение технических условий доставки насосов на нефтепромысел, качество ревизии установки перед спуском в скважину, состояние обсадных труб и формы ствола скважины, правильность выбора параметров работы насоса, вязкость и агрессивность откачиваемой жидкости и другие. Вследствие чего все показатели, используемые для определения долговечности, также носят случайный характер и определяются на основе длительных исследований причин отказов с применением математической статистики и теории вероятности.
На этой основе технически вполне осуществимо создание насосов достаточно большой долговечности, не требующих значительных затрат на их ремонт и обслуживание. Однако обеспечение максимальной долговечности не оправдано по экономическим соображениям из-за непомерного в таком случае роста затрат на их проектирование и изготовление. Более выгодно ориентироваться на некоторое оптимальное (нормированное) значение долговечности, при котором приведенные затраты на проектирование, изготовление и эксплуатацию глубинно-насосных установок минимальны.
Для практического решения указанных проблем были последовательно сделаны следующие работы: 1. На основе созданного банка промысловых данных опытным путем были определены наиболее характерные причины отказов различных узлов и деталей насосов. 2. Рассчитаны фактические показатели их эксплуатационной надежности и определены условия ее повышения. 3. Рассчитаны наиболее приемлемые нормы надежности узлов и деталей шсн. 4. Выявлены отклонения от норматива фактических показателей надежности по различным месторождениям. На основе проведенной работы созданы возможности для разработки и внедрения комплекса мероприятий по повышению надежности глубинно-насосных установок до заданного норматива. Подобная работа может быть проведена также инженерными службами предприятий с учетом следующих положений основных понятий и терминов теории надежности [9]. Надежность - способность глубинно-насосной установки сохранять свои основные функции в определенных условиях эксплуатации. Она обусловливается безотказностью, долговечностью, ремонтопригодностью и сохраняемостью оборудования и показывает вероятность достижения нормативной долговечности в определенных условиях эксплуатации. Надежность выражается в долях единицы или в процентах [2]. Если основным требованием, предъявляемым к отдельному узлу (например, к колонне насосных штанг), является безотказность в работе, то надежность таких изделий берется до первого отказа, т.е. они условно считаются неремонтируемыми. В процессе всего периода своего существования глубинно-насосные установки проходят несколько отдельных фаз -изготовление, хранение, транспортирование, ревизия и стендовые испытания перед спуском в скважину, работа в скважине, исследование и другие виды ее обслуживания, ремонт и т.д. Предсказать конкретно время ожидаемого отказа невозможно, но с помощью методов математической статистики можно установить определенные закономерности и интенсивность появления отказов. Постепенный отказ обусловлен естественным износом деталей до разрушения одной из них. Иногда его можно выявить по увеличению вибраций, заеданию, при дефектоскопии микротрещин и другим признакам. Однако обычно износ отдельных узлов и деталей глубинно-насосных установок, например, накопление усталостных напряжений изгиба в штангах ШСН невозможно обнаружить по прямым или косвенным признакам. Этот постепенный процесс разрушения штанг или других деталей в его финале необоснованно воспринимается как внезапный отказ. Знание указанных закономерностей позволяет планировать и своевременно осуществлять необходимые профилактические меры по нейтрализации негативного влияния на подземное оборудование различных факторов. Традиционные методы повышения надежности глубинно-насосных установок специалисты сводят к следующим основным: резервирование, уменьшение интенсивности отказов оборудования, сокращение времени непрерывной работы, сокращение среднего времени проведения ремонта. Статистическое определение показателей долговечности и надежности предусматривает обязательное проведение определенных этапов исследований. 1. Сбор промысловых данных о фактической наработке установок или о результатах их стендовых испытаний. 2. Обобщение и анализ первичных данных учета. 3. Выбор адекватных критериев оценки долговечности и надежности установок или их отдельных узлов. 4. Статистическая обработка эмпирических данных об отказах и работоспособности установок. Организационные и методические принципы сбора и обработки статистических данных о надежности оборудования установлены ГОСТом 16486-70. К недостаткам статистических методов определения надежности оборудования относится невозможность выявить действие субъективных факторов, оказывающих влияние на долговечность работы установок. Эти недостатки можно устранить с помощью проведения стендовых испытаний установок на повышенных нагрузках. Обычно для резервирования применяют следующие типовые схемы компоновки деталей - последовательная, резервная и мостиковая.
Исследование влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на коэффициент технической готовности наклонно-направленных скважин
Зависимость вероятности безотказной работы колонн штанг и насосных труб приведена на рис. 2.12.6. Показано, что допустимая на практике вероятность безотказной работы систем (колонн штанг и насосных труб) 0,4 обеспечивается при г=150 сут. Очевидно, эта величина достаточно меньше межремонтного периода работы скважин в условиях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Поэтому одной из научных задач является увеличение периода безотказной работы колонны штанг в осложненных условиях их эксплуатации. Интенсивность отказов, вызванных обрывами и отворотами штанг и насосных труб, приведена на рис. 2.12.в. Из рисунка видно, что интенсивность обрывов и отворотов штанг и труб является монотонно возрастающей функцией по времени и объясняется условиями их работы в наклонно направленных скважинах.
Успешное проведение расчета фактической долговечности штанг в вертикальных и наклонно направленных скважинах дает возможность для определения критических значений зависимости долговечности от показателей формы ствола скважины, конструкций и типов оборудования, обводненности, наличия песка, свободного газа, от других факторов, влияющих на работоспособность оборудования. Можно выделить действие конкретного параметра в чистом виде, если на основе качественного промыслового материала составить достаточно массовые выборки и выполнить по данной выборке расчеты долговечности.
Приведенные выше данные говорят о том, что не разработаны общепризнанные и достаточно обоснованные критические значения показателей кривизны скважин, применимые для практики, отсутствуют методики их оценки и вычисления. Даже в исследованиях, в которых были поставлены целевые задачи по разработке технических условий, требований к конструкции и профилю ствола ННС, обоснованные критические значения показателей кривизны скважин, применимые для практики, отсутствуют [8].
Сформулируем предварительные цифры критических значений показателей формы ствола ЧРННС: зенитный угол Р = 3 на участке набора кривизны; зенитный угол Р на участке стабилизации не должен превышать 20; изменение прямолинейности ННС на участке стабилизации не должно превышать 3 на 100 м; зенитный угол Р на участке подвески штангового насоса не должен превышать 40, в таком положении насоса прекращается работа клапанов; интенсивность искривления зенитного угла от устья до глубины подвески штангового насоса не должна превышать 1 на 10 м; скорость спуска насосной установки в опасных интервалах не должна превышать ОД м/с. Кроме того, на основе показателей спиральности ННС можно ввести ряд конкретных ограничений, зависящих от изменений азимута проводки скважин. Однако такие расчеты требуют применения специальных программ для ЭВМ. Существует несколько различных теорий, объясняющих механизм действия кривизны скважин на глубинно-насосное оборудование. В частности, теория специалистов Государственной академии нефти и газа отдает приоритет прижимающим усилиям муфт штанг к НКТ. На основе этой концепции создан и прошел промысловые испытания в объединении "Татнефть" пакет программ для расчета на ЭВМ опасных участков и некоторые виды центраторов. В объединении "Томскнефть" определяющим фактором долговечности работы оборудования считается наличие в скважине участков знакопеременной кривизны. В объединении "Сургутнефтегаз" определяющим фактором долговечности работы оборудования признается величина максимального значения зенитного угла, в ОКБН (г. Москва) и СургутНИПИнефти - интенсивность набора кривизны и т.д. В США оптимизацию режима и подбор способа добычи нефти из наклонно направленных скважин выбирают из условия оптимального сочетания минимальных значений забойных давлений и максимальных суточных дебитов нефти. В указанных координатах строят графики режимов работы различных глубинно-насосных установок. В связи с тем, что в США качество ННС сравнительно высокое, число интенсивно искривленных, ЧРННС там незначительно. Результаты проведенных нами исследований показывают, что детали штанговой глубинно-насосной установки выходят из строя под действием комплекса сил: циклического растяжения-сжатия, изгиба, кручения, ударных нагрузок, истирания деталей, потери устойчивости конструкции при возвратно-поступательном движении плунжера штангового насоса. Концентрация напряжений чаще всего возникает в местах наибольшего искривления ствола скважины. Целесообразно определять эти точки прежде всего по изменению интенсивности набора вертикального угла наклона ствола скважины. Однако изучение формы стволов скважин показывает, что искривление ствола происходит, как правило, одновременно и в вертикальной, и в горизонтальной плоскостях. Соответственно под воздействием указанных факторов детали глубинных насосов испытывают дополнительные нагрузки. В связи с этим необходим расчет, учитывающий пространственное положение скважины. На основе изучения отечественного и зарубежного опыта, анализа промыслового статистического материала, расчета долговечности работы глубинно-насосного оборудования в ННС разработана методика определения опасных для штанговых насосов и штанг участков, определения оптимальных интервалов установки насосов и предохранительных устройств с использованием ЭВМ. По каждой скважине с использованием ЭВМ подробно рассчитываются следующие параметры: пространственное положение ствола скважины не в виде прямой линии, а в виде пространственной спирали; строятся на ЭВМ графики наиболее характерных показателей кривизны стволов скважин; используя метод синхронизации графиков, можно получить достаточное для практики четкое и полное представление о пространственной форме каждого участка стволов скважин; сравнивая отклонения полученных показателей от их критических значений, определяем показатели надежности оборудования на конкретных участках ствола скважины; определяем места возможных аварий оборудования в скважине, ловильного инструмента, исследовательских приборов; подбираем оптимальные интервалы установки и параметры работы насосов, предохранительных устройств и их оптимальную компоновку; определяем оптимальную скорость спускоподъемных операций насосов, КИП, геофизических приборов, скребков; определяем условия безаварийного прохождения установки глубинного насоса и ловильного инструмента в наиболее искривленных участках ствола скважины.
