Добыча в таких режимах состоит из двух периодов: период накопления пластовой жидкости на забое и непосредственный процесс откачки скважинной жидкости при помощи ЭЦН. При этом есть 2 варианта: с полной остановкой вращения УЭЦН и с понижением частоты. На текущий момент более распространен вариант с полной остановкой УЭЦН, поскольку он появился раньше и является более простым в технической реализации [2].
К достоинствам периодической эксплуатации относят следующее: экономия электроэнергии за счет высокодебитного оборудования с более высоким КПД и оперативное изменение отбора скважинной жидкости при изменении параметров скважины без замены оборудования [1]. Также этот способ используется при добыче нефти с высоким газовым фактором, с остановками для пропускания газовой фазы и накопления жидкости.
При этом известны и недостатки способа, к примеру, при каждом повторном запуске электро - двигателя происходит значительное увеличение пусковых токов и возникновение пиковых силовых нагрузок, действующих на вал и опоры насоса. Как результат, быстрее начинается разрушение изоляции обмоток электродвигателя, смятие шпонок и шпоночных пазов рабочих колес, а также накопление остаточных деформаций валов и опор [3]. Помимо этого, ввиду низкой скорости потока, длительного периода накопления скважинной жидкости на забое и последующей откачки накопившегося уровня жидкости ухудшается процесс охлаждения электродвигателя. Процесс эксплуатации может быть осложнен такими факторами, как оседание механических примесей в колонне при каждом выключении, образование газовых пробок и прорывы газа при увеличении скорости отбора, выпадение твердого осадка солей на поверхности установки и эксплуатационной колонны. При этом установки, эксплуатирующиеся в периодическом режиме, в этих скважинах имеют большую вероятность выхода из строя, чем в постоянном [4, 5].
В настоящий момент авторы ряда источников [6, 7] позиционируют периодический режим эксплуатации как наиболее эффективный способ эксплуатации малодебитных скважин, при этом в таких источниках, как правило, отсутствует упоминание о влиянии периодического режима на надежность компонентов УЭЦН. Поэтому были проведены исследования надежности нескольких зависимых от режима работы компонентов:
- гидрозащит;
- насосов;
- модулей смещения.
Оценка надежности работы остальных компонентов УЭЦН требует дополнительных исследований.
Анализ надежности гидрозащит был проведен на основании эксплуатационных данных более 700 установок, работающих в постоянном и периодическом режимах на месторождениях Западной Сибири. Среднее время безотказной работы гидрозащит, работающих в периодическом режиме, примерно в 3 раза ниже относительно работающих в постоянном режиме (рис. 2).
Наиболее вероятная причина снижения наработки заключается в следующем: при каждом запуске/остановке/изменении частоты УЭЦН есть риск совпадения собственных частот установки с рабочей частотой вращения, что приводит к появлению резонанса и повышению вибрации. При этом известно, что при увеличении вибрации происходит рост утечек через торцовые уплотнения в 5-10 раз [8]. Соответственно, при каждом цикле работы есть высокий риск увеличения утечек масла. Объем масла уменьшается, что в определенный момент приводит к попаданию пластовой жидкости внутрь маслосистемы и отказу гидрозащиты и УЭЦН. Также, помимо этого, при каждом цикле запуска и остановки происходит износ торцовых уплотнений вала.
Эксплуатация скважин в периодическом режиме при помощи УЭЦН приводит к повышенным утечкам и снижению ресурса отдельных модулей в 2-3 раза. В итоге наработка таких установок снижается, а затраты на замену и ремонт оборудования оборудования ложатся на производителя.
Для подтверждения этого факта были проведены испытания типовой гидрозащиты, которые подтвердили увеличение утечек в резонансном режиме на 2000 об/мин (рис. 3). Исследования проводили в 3 этапа:
- дорезонансный режим (1800 об/мин);
- резонансный режим (2000 об/мин);
- режим с прохождением резонанса (2200 об/мин).
Были проведены 4 опыта, в каждом из которых гидрозащиту разгоняли до частоты 1800, 2000, 2200 и 2910 об/мин в течение одинакового количества циклов. Входе экспериментов измерялся объем утечек масла из гидрозащиты. Минимальные утечки получены в опыте с дорезонансным и рабочим режимами. При разгоне до резонансного режима с повышенной вибрацией на 2000 об/мин уровень утечек вырос в 5 раз. При разгоне до режима с частотой выше резонансного уровень утечек был примерно в полтора раза выше, чем в дорезонансном режиме, так как время нахождения в резонансном режиме было минимальным. Работа гидрозащиты на постоянной частоте вращения 2910 об/мин при этом не сопровождается увеличением вибрации, поэтому уровень утечек остается низким.
Таким образом, видно, что надежность гидрозащит напрямую связана с уровнем вибрации УЭЦН. Переходные процессы при разгоне УЭЦН в периодическом режиме проходят через резонансные частоты и вызывают вибрацию, что приводит к повышенным утечкам и снижению ресурса гидрозащит.
Вторым компонентом, чувствительным к режиму работы, являются детали насоса.
В результате анализа надежности насосов, эксплуатировавшихся на ряде месторождений Западной Сибири в постоянном и периодическом режимах, выявлено, что наработка насосов при периодическом режиме значительно ниже, это касается как средней, так и максимальной наработок (примерно в 2 раза).
Для исследования механизма ускорения отказов насосов в периодическом режиме были проведены стендовые испытания по методике моделирования гидроабразивного износа [9] на примере насоса ЭЦН 3-80, которые показали увеличение интенсивности изнашивания осевых подшипников ступеней в периодическом режиме (рис. 4). Также было выявлено, что по результатам ресурсных испытаний в периодическом режиме снижение напора в 2 раза больше в сравнении с постоянным режимом (рис. 5). Также значительно более интенсивно изнашиваются защитные втулки и радиальные подшипники насоса (рис. 4).
Помимо этого, было рассмотрено влияние режима эксплуатации на модуль смещения (МСН), который предназначен для передачи крутящего момента от электродвигателя к гидрозащите со смещением осей валов и обеспечения герметичного соединения гидрозащиты с электродвигателем [10]. Наблюдается, что наработка таких установок гораздо ниже, чем работающих в постоянном режиме (рис. 6). Для примера, на одном из фондов скважин наработка установок при работе в периодическом режиме составляет максимум 300 суток, а в постоянном режиме достигает 800 суток.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Резюмируя вышесказанное, следует вывод о снижении надежности УЭЦН, используемых в периодическом режиме. По отдельным модулям ресурс снижается в 2-3 раза. Это приводит к необходимости пересмотра существующих конструкций УЭЦН для адаптации к периодическому режиму. В частности, для достижения заданных наработок может потребоваться использование специальных исполнений модулей УЭЦН с увеличенным ресурсом, например тандемных гидрозащит и насосов компрессионного или пакетного исполнения. Типовые серийные установки также можно эксплуатировать, но со сниженными требованиями по надежности, что требует увеличения затрат на замену и ремонт оборудования. В настоящий момент эти затраты зачастую ложатся на производителей оборудования, что вынуждает вносить ограничения на использование оборудования в периодическом режиме.
Так же может быть рекомендован тщательный анализ работы установок в режиме разгона для исследования их вибрационного поведения и разработки мер по снижению вибрации в переходных режимах. Требует дальнейшего изучения вопрос влияния периодического режима эксплуатации с понижением частоты без остановок на надежность модулей УЭЦН.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ивановский В.Н. Учет условий эксплуатации при проектировании периодических режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 23–29.
2. Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Сабиров A.A., Соколов H.H., Донской Ю.А. О некоторых перспективных путях развития УЭЦН //Территория нефтегаз. – 2008. – № 5. – С. 24–33.
3. Ерка Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы: Диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17.– Тюмень, 2006. – 125 с.
4. Дроздов А.Н. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами // Территория нефтегаз. – 2008. – № 10. – С. 82–85.
5. Портнягин А.Л., Соловьев И.Г. Модель оценки остаточного ресурса погружного оборудования // Вестник кибернетики. – 2002. – Вып. 1. – С. 103– 108.
6. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин – уникальный способ борьбы с осложняющими факторами // Экспозиция Нефть Газ. – 2012. – №4 (22). – С. 56–59.
7. Кузьмичев Н.П. Способ кратковременной эксплуатации скважин погружной насосной установкой с электроприводом (способ Кузьмичева) // Патент России №2293176. – 2007. – Бюл. №4.
8. Мельник В.А. Торцовые уплотнения валов: справочник. – М.: Машиностроение, 2008. – 320 с.
9. Островский В.Г., Пещеренко С.Н., Каплан А.Л. Методика моделирования гидроабразивного износа ступеней нефтяных насосов // Горное оборудование и электромеханика. – 2011. – №. 12. – С. 38–42.
10. Патент РФ № 2514457/06, 17.01.2013. Погружной насосный агрегат // Патент России № 2514457. 2013. Бюл. № 12. / Пещеренко С.Н., Сергиенко А.В., Фадейкин А.С. [и др.].
Е.А. Лихачева1,2, к.т.н.; В.Г. Островский1,2, к.т.н.; Н.А. Лыкова1; А.Н. Мусинский1,2; П.А. Байдаров1,2
(1АО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ», 2Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Автор:
