Анализ причин отказов установок электроцентробежных насосов на обминском месторождении

Пластовые воды Омбинское месторождения относятся к разным генетическим типам : воды пласта БС10 - хлоркальциевые по классификации Сулина В.А., а воды Юрского водоносного комплекса - гидрокарбонатно-натриевые. Разработка таких месторождений осложнена выпадением солей карбоната кальция. Выпадение солей карбоната кальция происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Количественной характеристикой склонности вод к образованию карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании является показатель стабильности (ПС).. Расчёт проводился на основании данных шестикомпонентного анализа проб воды, отобранной на устье скважин , при этом величина рН определяется сразу после отбора пробы. Измерение рН непосредственно на скважине необходимо для того, чтобы исключить ошибку, возникающую за счёт улетучивания углекислого газа из пробы.

Влияние на величину рН изменений температуры и давления, происходящих при движении водонефтяной эмульсии по стволу скважины учитывается введением поправки рН. По этой методике были расчитаны показатели стабильности для ряда скважин Омбинского месторождения.

Пластовые воды являются нестабильными, т.к. величина их показателей стабильности больше 0.9, тогда как стабильными считаются воды с ПС больше 0.2. Влияние поправки рН на ПС незначительно, т.к. содержание углекислоты в неразгазированной нефти Омбинское месторождения составляет 0.21мольных процента и величина рН при этом будет меняться от 0.3 до 0 в зависимости от обводнённости. Количество осадка карбоната кальция , выделяемого водами с таким показателем стабильности может достигать 0.5-2 кг/т. Для предотвращения этого процесса необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения. Оптимальной дозировкой ингибитора для вод с показателем стабильности выше 1.0-1.5 считается дозировка 15-20г/т.

Пластовые воды пласта БС10 по классификации Сулина В.А. - хлоркальциевые. Разработка этого пласта осложнена выпадением карбоната кальция. Это происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Для предотвращения процесса солеотложения необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения.

В геологическом строении Омбинское месторождения принимают участие отложения четвертичного, палеогенового, мелового и юрского возрастов. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту “Б” (кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложнённый структурными носами и небольшими куполами. Месторождение характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений.

Режим залежи - упруговодонапорный. Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений более, чем в 2 раза превышающие давление насыщения. Пластовая температура достигает 70 С, что соответствует нормальному градиенту температур. Газосодержание составляет 50 м3/т, плотность - 885 кг/м3.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях и их влияние на МРП

Работа электроцентробежных насосов (ЭЦН) в осложнённых условиях добычи предъявляет повышенные требования, как к отдельным элементам конструкции, так и в целом к ЭЦН как к сложному агрегату.

На рис. 3.1 представлена схема установки электроприводного центробежного насоса.

Рисунок 3.1 - Схема установки электроприводного центробежного насоса

В то же время, необходимо указать, что нагрузка на элементы ЭЦН распределена не равномерно, и некоторые узлы испытывают более интенсивное воздействие, чем другие.

К числу наиболее нагруженных элементов относится рабочее колесо, которое испытывает максимальный уровень нагрузок, связанных с одновременным воздействием на него сил, возникающих при вращении и сопутствующих колебаниях, а также при взаимодействии с флюидами в условиях влияния отрицательных факторов - солей, песка, газового фактора и других осложнений. Основной износ за счет различных факторов приходится на рабочие колеса.

Рабочее колесо:

• является главной частью центробежного насоса;

• обеспечивает бесперебойную подачу жидкости;

• в большинстве случаев колеса определяют срок службы насоса.

Таким образом, рабочее колесо представляет собой наиболее уязвимый элемент в конструкции насоса, лимитирующий основные эксплуатационные параметры насоса - срок службы, надежность и др. Для современного состояния нефтедобывающей промышленности страны характерна выраженная тенденция ухудшения качества ресурсной базы, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в структуре активов нефтяных компаний и как следствие осложнение условий эксплуатации .

К трудноизвлекаемым относят нефти либо по качеству сырья:

• тяжелые (плотность более 0,92 г/см);

• высоковязкие (более 30 МПа*с);

• либо по условиям залегания - проницаемость коллекторов менее 0,05 мкм.

Месторождения с трудноизвлекаемыми нефтями в ходе эксплуатации характеризуются низкими и неустойчивыми дебитами скважин, что предопределяет необходимость использования адекватных по составу осложнений методов и технологий разработки.

Структура остаточных запасов нефти резко ухудшается из-за выборочной эксплуатации лучшей части запасов, особенно для крупных (запасы более 30 млн. т) месторождений, которые обеспечивают 2/3 добычи нефти в стране.

Ухудшение качества запасов крупных разрабатываемых месторождений вызвано их высокой выработанностью, достигающей 52%, а по многим из них достигающая 70 - 80%, то есть лучшая часть этих месторождений выработана, а оставшаяся - трудноизвлекаемые запасы нефти.

Тенденция увеличения доли трудноизвлекаемой нефти в её запасах будет в будущем только усиливаться. Существующая структура запасов при известных технологиях добычи ставит задачи создания новых принципиальных подходов.

Оставшееся количество пригодных для рентабельной в современных условиях отработки промышленных запасов нефти может обеспечить её добычу только на короткое время.

К осложнённым условиям добычи могут быть отнесены факторы :

• солеобразование и солеотложение;

• пескообразование;

• обводнение;

• газовый фактор;

• низкая проницаемость и сложное строение пород-коллекторов;

• повреждение пласта-коллектора с проявлениями - пробкообразование, сужение стенок скважины, обрушение стенок скважины и др.;

• снижение пластового давления;

• кавитация;

• отложения парафинов; * эмульгирование нефти в воде;

• износ оборудования и др.

Состав осложнений добычи индивидуален для каждого месторождения. Кроме того, осложнения могут иметь разную интенсивность. В случае, когда одновременно действуют несколько осложнений, проблема управления добычей имеет комплексный характер.

Можно выделить две группы месторождений со значимыми факторами осложнений:

• месторождения, для которых характерны этапы проявления осложнений - изначально они отсутствуют, а проявляются на некоторых стадиях эксплуатации; месторождения, для которых характерно присутствие осложнений изначально, при этом осложнения как системная группа могут по мере эксплуатации эволюционировать, меняя свой состав и интенсивность.

Существующие методы управления эффективностью работы электроцентробежных насосов при эксплуатации в осложнённых условиях непосредственно связаны с достигнутым уровнем понимания механизмов влияния осложнений на работу УЭЦН. Как было показано выше, указанные механизмы влияния осложнений в ряде случаев проработаны недостаточно полно, прежде всего, в плане изучения природы процессов, протекающих в уязвимых узлах УЭЦН (например, рабочее колесо) в осложненных условиях.

К числу основных методов управления эффективностью работы электроцентробежных насосов относятся :

• использование новых материалов и технологий поверхностного модифицирования деталей УЭЦН ;

• совершенствование конструкции и режимов работы УЭЦН ;

• методы предупреждения парафиноотложений ;

• методы подбора электроцентробежных насосов в скважины с высоким газовым фактором ;

• противопесочные технологии (фильтры и др.) ;

• методы предупреждения солеотложения и коррозии ;

• использование методов воздействия на нефть электромагнитными полями и другие методы.

В отношении преимуществ и недостатков методов управления эффективностью работы УЭЦН необходимо указать на то, что как было показано ранее, состав осложнений как системная группа индивидуален по отношению к конкретному месторождению. Из этого следует, выбор методов управления эффективностью работы УЭЦН также индивидуален по отношению к конкретному месторождению. В различные периоды эксплуатации скважин активизируется одно или несколько осложнений, и востребованы могут быть определенные методы управления эффективностью. При этом необходимо принять во внимание, что в ряде случаев методы управления эффективностью (например, использование противопесочных фильтров) требуют значительных материальных затрат, а положительный эффект достигается только на протяжении короткого времени. Так, в случае использования противопесочных фильтров при интенсивном пескопроявлении происходит их быстрая забивка, и возникает проблема восстановления работоспособности фильтров.

Так же стоит отметить, что при проявлении комплекса отрицательных факторов (механические примеси, солеотложения, парафиноотложения) необходимо применение ряда методов для защиты подземного оборудования, что повышает себестоимость добываемой продукции. Таким образом, единственным способом для достижения наиболее эффективной эксплуатации УЭЦН является поиск комплексного метода защиты обеспечивающего предотвращение ряда осложнений, что в свою очередь делает возможным достижение необходимых показателей средней наработки на отказ погружного оборудования УЭЦН являющихся экономически целесообразными.

В настоящей работе в качестве базовых рассматриваются такие осложнения как пескопроявления, солеотложения и парафинообразования. Обоснование выделения этих осложнений будет выполнено позднее при описании месторождений - объектов исследования.

Возможной технологией позволяющей решить поставленные задачи является магнитное воздействие на перекачиваемую среду посредством технических решений с применением высокоэнергетических магнитных соединений. Методы магнитной обработки нефти известны достаточно давно, но на практический уровень вышли сравнительно недавно .

Привлекательность метода магнитной обработки нефти состоит в сравнительной простоте аппаратурных решений, высокой производительности и значимости достигаемого эффекта.

Магнитная обработка относится к группе малоэнергетических технологии (акустические, вибрационные, магнитные и др.), позволяющих с малыми энергетическими затратами перестраивать структуру жидких сред.

С помощью магнитной обработки можно воздействовать на дисперсноколлоидную структуру нефти, снижать ее вязкость (з)

Таблица 3.1 - Реологические параметры нефтей до и после магнитной обработки

3.2 Наземное и подземное обородувание скважин УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионностойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ. Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм2/с;

водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

максимальное содержание попутной воды - 99%;

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

Максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.

Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м3. Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рисунок3.2) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС)

5.Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Насос - погружной центробежный модульный. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса.

Рисунук 3.3 - Насос погружной 1-модуль-головка, 2-модуль-секция, 3-модуль-входно насосный модуль - газосепаратор

При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

3.3 Расчёт подбор УЭЦН для скважин

Расчет подбора УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на мех.добычу и оптимизации по принятой в методике.

Расчеты подбора базируются на имеющейся в Управлении по ДНГ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями "Универсальной методики подбора УЭЦН - WeLL Flo»при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин), давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже чем 0,7-0,8 давления насыщения, установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ "Спутник" и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН.

Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб ЦДНГ, после чего один экземпляр передается ЦБПО ЭПУ, а второй - цеху добычи.

Расчет и подбор УЭЦН для скважины

Исходные данные:

1.Наружный диаметр эксплуатационной колонны- 146мм.

2.Глубина скважины- 2481м.

3.Дебит жидкости- 44м3/сут.

4.Динамический уровень- 960м.

5.Пластовое давление - 22,0МПа

6.ВНК - 2510м

7.Давление насыщения - 11МПа

8.Коэффициент продуктивности- 0,6 м3/сут·Мпа.

9.Пластовая температура - 730С

10.Газовый фактор- 65 м3/м3.

11.Количество взвешенных частиц - 729 мг/л

12.Плотность добываемой жидкости - 908 кг/м3.

13.Буферное давление - 0,16 МПа

14.Альтитуда стола ротора - 36,3м

Выбор диаметра насосных труб.

Для спуска ЭЦН на Омбинском месторождении используются комбинированные подвески НКТ диаметром 2 и 2,5 дюйма(60 и 73 мм). Подбор диаметра НКТ осуществляется исходя из пропускной способности и прочностных характеристик труб. КПД труб зависит от их диаметра и длины, который, как правило, следует брать не ниже 0,94.

Определяем необходимый напор УЭЦН

Расчетное забойное давление, ниже которого не должно опускаться забойное давление при отборе жидкости из скважины, находим по

формуле: (1)

Рз.р. = Рнас + 0,5 -:- 1,5 МПа,

Рз.р. = 11,0 + 1,0 = 12,0 Мпа

Расчетный дебит скважины находим по формуле: (2)

Qж.р. = (Рпл - Рз.р.)Кпр,

Qж.р. = (22,0-12,0)0,6·10 = 60 м3/сут.

Расчетный динамический уровень определяем по формуле: (3)

h д.р. = ВНК+АL - (Рз.р. - Рбуф )/r ж·100 =2510+36,3 - (12 - 1,6)/0,91·100 = 1401м

Определяем необходимый напор ЭЦН по формуле: (4)

Н = (h д.р. - удл)+П + ((Рбуф+0,2)/ r н)·100,

где удл - удлинение ствола скважины по инклинограмме

П - потери на трение жидкости в НКТ

r н - плотность нефти

Н = (1401 - 60)+0,94+(1,6+0,2)·100/0,755 = 1550 м

Подбор насоса.

Для получения дебита Q=44 м3/сут. и обеспечения напора 1550 м принимаем близкий по характеристикам насос ЭЦН-50 с напором 1550м и количеством ступеней 304.

С учетом газового фактора насос комплектуем газосепаратором.

Расчет оптимальной глубины спуска насоса в скважину

Выбираем глубину погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется приближенно расчетными способами различного рода, в данном расчете принимаем h=500м., т.е насос нужно заглубить в жидкость не менее чем на 500м, чтобы давление на приеме насоса было не менее 5 МПа. По данным инклинометрии данной скважины определяем интервал для спуска ЭЦН с минимальным углом набора кривизны. Принимаем глубину спуска насоса hсп = Н+h = 2100 м.

Определяем давление на приеме насоса по формуле: (5)

Рпр = ((h сп. - удл)-(h д.р. - удл))· r н. /100 + Рбуф ,

Рпр = ((2100-103)-(1401- 60))·0,755/100 + 1,6 = 6,6 МПа

Т.к. 6,6 > 5 мПа то глубина спуска насоса нас устраивает.

Выбор кабеля.

Нам подходит по своим характеристикам кабель марки КПБК с площадью сечения 16 мм2 и размерами 15х37,4 мм.

С учетом пластовой температуры выбираем термостойкий удлинитель из кабеля марки КППБПТ с аналогичной площадью сечения и диаметром.

Выбор двигателя.

Для УЭЦН-50-1550 поставляются двигателя ПЭД-117 мощностью -32 кВт; КПД -0,43.

3.4 Классификация основных причин преждевременных отказов

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, по Южно-сургутскому месторождению с 745 суток в 1999 году до 545 суток в 2003 году, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах. На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин:

изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите;

простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии;

проведением ПРС и другими причинами.

Зачастую вынос мехпримесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровождается кратковременным увеличением содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, что связано с увеличением депрессии на пласт.

Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05 % приводит к эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Омбинское месторождения желательно ограничить вынос мехпримесей до 400-450 мг/л.

Анализ последствий воздействия осложнений на показатели работы электроцентробежных насосов выполнен на основании данных работ .

Солеотложение - одна из главных причин отказа УЭЦН В результате солеотложения имеет место значительная деградация рабочих поверхностей ЭЦН.

Среди причин солеобразования выделены: высокая обводненность, агрессивность среды, присутствие во флюиде растворимых минералов, образование завихрений и застойных зон в насосе, изменение термобарических условий в насосе, высокая адгезия солей и ряд других факторов. Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мехпримесей из пластов Обминского месторождения следует отнести:

процесс первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, степень его загрязнения фильтратом бурового раствора, качество цементного камня за колонной, способ перфорации;

наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к фильтрационному размыву;

обводнение продукции скважин. Взаимодействие цемента, скрепляющего частицы песка пароды с водой ведет к существенному снижению его прочности;

высокая депрессия на пласт, при которой происходит разрушение породы слагающей продуктивный пласт;

значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов, нарушающих целостность породы;

применение растворов ПАВ для повышения отмывающей способности жидкости способствует снижению прочности пород и, как следствие, пескопроявлению;

нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин;

высокие скорости потока при эксплуатации скважин с УЭЦН.

3.6 Расследование и определение причин отказов УЭЦН в скважинах

Рисунок 3.4 - Отложение солей на рабочих поверхностях ЭЦН

Характер осадка на поверхности ЭЦН свидетельствует о том, что между осадком и материалом колеса имеется взаимодействие, достаточное чтобы удержать химические соединения осадка на поверхности колеса. Такое взаимодействие возможно при условии высокого химического сродства осадка и материала колеса, что в свою очередь проявляется в таких процессах как смачивание, растекание осадка по поверхности колеса и адгезионного удержания осадка на колесе.

Можно предположить, что результатом взаимодействия осадка и колеса станет химическая поверхностная коррозия колеса, приводящая к вымыванию из поверхностных слоев колеса межкристаллитных элементов и снижению физико-механических свойств колеса, а на определенных стадиях и к разрушению колеса. Однако эти вопросы пока еще не стали предметом исследования, что препятствует пониманию механизмов конденсации солей, и выработке действенных способов управления указанными процессами.

Анализ демонстрирует преобладание таких основных осложняющих факторов эксплуатации УЭЦН как механические примеси и солеотложения.

Влияние данных осложнений усиливается агрессивной средой и в комплексе, как следствие, снижает эффективность эксплуатации УЭЦН.

На рисунок 3.5 отражены показатели работы фонда УЭЦН ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Стоит отметить, что данная картина демонстрирует увеличение показателя МРП за отражаемый период, а так же показателя СНО. В свою очередь снижается коэффициент отказности с 5,2% до 4,6 %. Действующий фонд парка УЭЦН на ноябрь 2013 года составляет 8855 штук.

На рисунок 3.6 отражена статистика причин отказа по результатам разборов установок ЭЦН. Из представленной статистики трёх лет эксплуатации (2011-2013 гг.) парка УЭЦН видно, что основные осложняющие факторы вызывающие отказы оборудования - механические примеси и солеотложения.

Рисунок 3.5 - Показатели работы фонда УЭЦН ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Рисунок 3.6 - Динамика и структура причин отказов УЭЦН ООО «РН-

Юганскнефтегаз»

В работе представлен расширенный анализ осложнений при эксплуатации УЭЦН в масштабе крупной нефтегазодобывающей компании, рис. 1.7 Данные показывают, что основные осложнения по фонду вызваны группой из трёх факторов: механические примеси, АСПО и солеотложения. Так же стоит отметить, что данная тенденция сохраняется и в причинах отказов за рассматриваемый период.

Рисунок 3.7 - Структура осложнённого фонда и причин отказов УЭЦН большинства добывающих скважин ОАО «НК «Роснефть» за 2010 год

Как указывалось, выше, механические примеси (пескопроявления) относятся к группе наиболее значимых факторов, снижающих эффективность работы УЭНЦ. Проблеме воздействия механических примесей на работу УЭНЦ посвящены работы разных авторов.

Наибольший интерес вызывают те работы, в которых ставится задача системного увязывания характеристик пескопроявления и эффективности работы УЭНЦ. Так, в прослежена взаимосвязь между степенью износа ЭЦН и потоком жидкости с твердыми частицами.

Представленные на рисунок 3.8 данные получены в результате теоретических и модельных исследований влияния механических примесей на абразивный износ деталей ЭЦН. Как видно из графиков на рисунке 3.8, в результате износа эффективность работы ЭЦН резко снижается.

Рисунок 3.8 - Определение степени износа ЭЦН потоком жидкости с твердыми частицами

В систематизированы данные по гранулометрическому составу частиц в добываемом флюиде действующего фонда скважин по содержанию взвешенных частиц, рисунок 3.9

Рисунок 3.9 - Структура действующего фонда скважин по содержанию взвешенных частиц

Из рисунока 3.9 видно, что для большинства скважин концентрация взвешенных частиц составляет 0,1- 0,5 г/л. По гранулометрии частиц можно отметить, что присутствуют как сравнительно крупные частицы, так и фракции тонких размеров.

Необходимо отметить, что вопросы исследования влияния пескопроявления на эффективность работы УЭНЦ, а также на характер абразивного износа колес изучены недостаточно полно. Так, остаются не проясненными вопросы строения механических частиц как агрегатов микрозерен, что представляет интерес в плане задач настоящей работы. Не решены также вопросы механизмов воздействия механических частиц на структуры и микроструктуру колес, а также на меру разупрочнения колес в зависимости от характеристик потока частиц, их вида и материалов колес.В работе исследованы условия образования твёрдых частиц высокомолекулярных компонентов нефти (парафинов и асфальтенов) и способы повышения эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами. 3.7 Мероприятия по устранению отказов УЭЦН

На рисунке 3.9.1 приведена классификация методов предупреждения и борьбы с образованием водонефтяных эмульсий.

Рисунок 3.9.1 - Классификация методов предупреждения и борьбы с образованием водонефтяных эмульсий

Влияние газового фактора на работу УЭЦН рассмотрено в рисусонке 3.9.1, где показано, что использование центробежно-вихревой ступени позволяет повысить устойчивость режима работы УЭЦН к газовому фактору. Указанная конструкция позволяет диспергировать пузырьки газа в области вихревого венца, что повышает устойчивость работы насоса при перекачке нефтеводогазовых смесей.

Отрицательными факторами, сдерживающими рост межремонтного периода скважин с УЭЦН, являются:

· эксплуатация УЭЦН на малопродуктивных скважинах;

· низкое качество подготовки скважин к ремонту и спуску УЭЦН;

· отсутствие нормальных (по удельному весу) растворов для глушения скважин, глушение скважин некачественными растворами, глушение на пласт;

· нарушение технологии спускоподъемных операций с УЭЦН;

· нарушение технологии эксплуатации и вывода скважин на режим;

· работа УЭЦН в периодическом режиме;

· слабый контроль за эксплуатацией скважин цехами добычи нефти;

· отсутствие четкой системы контроля над работой системы ППД со стороны промыслов;

· недостаточное обеспечение добычи квалифицированным персоналом, осуществляющим вывод на режим и эксплуатацию скважин;

· недостаточная техническая вооруженность цехов добычи, для качественного вывода на режим и качественной эксплуатации скважин:

· повышенное содержание механических примесей в откачиваемой жидкости;