Анализ наработки на отказ УЭЦН по добывающему фонду скважин

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1

БР.210301.23.568.2018.ПЗ

 Разраб.

 Провер.

 

 Н. Контр.

Утверд.







3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Листов

29

Филиал ТИУ в г. Нижне-вартовске ЭДНбзу-14-5

Спиридонов Д.М.

Завьялов В.В



Перепелкина А.Н.

Аксенова Н.А.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1

БР.210301.23.568.2018.ПЗ

 Разраб.

 Провер.

 

 Н. Контр.

Утверд.







3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Листов

29

Филиал ТИУ в г. Нижне-вартовске ЭДНбзу-14-5

Спиридонов Д.М.

Завьялов В.В



Перепелкина А.Н.

Аксенова Н.А.1



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

БР.210301.23.568.2018.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

БР.210301.23.568.2018.ПЗ2

3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 

3.1 Анализ наработки на отказ УЭЦН по добывающему фонду скважин

Действующий фонд скважин, оборудованных УЭЦН на 01.01.2015 г. составил 2434 скважины, эксплуатационный – 3063 скважины. Доля действующего фонда УЭЦН составила 82 % от общего действующего фонда скважин. Наработка на отказ по итогам года составила 427 суток при плане 424 суток (рисунок 3.1) [3].



Рисунок 3.1 – Динамика наработки скважин с УЭЦН АО «СНГ»

В сравнении с 2013 годом фонд УЭЦН увеличился на 172 скважины, за счет ввода новых скважин из бурения; вывода из бездействия и смены способа эксплуатации. В 2014 году из фонда ЭЦН выведено 69 скважин, введено – 200 скважин.

Среднесуточный дебит жидкости скважин составил 211,1 м3/сут, среднесуточный дебит нефти 13,2 т/сут. Средняя обводненность продукции 93,7 %.

В 2014 году оптимизировано 148 скважин с УЭЦН, на которых произошло 73 отказа. Распределение оптимизации по группам пластов А и Б равномерное – по 84 скважины, 41,6 % оптимизаций проведено на пласт БВ8; наибольшее количество операций в ЦДНГ-7 – 65 скважин [3].

	

Динамика структуры действующего фонда УЭЦН в разрезе ГТМ за 2010-2014 годы в АО «СНГ» представлена на рисунке 3.2 [3].



Рисунок 3.2 – Структура действующего фонда УЭЦН в разрезе ГТМ за

2010-2014 годы в АО «СНГ»

Динамика изменения среднего дебита и обводненности добывающих скважин с УЭЦН на Самотлорском месторождении АО «СНГ» за 2014 год представлена на рисунке 3.3.



Рисунок 3.3. – Изменение среднего дебита и обводненности добывающих скважин с УЭЦН на Самотлорском месторождении АО «СНГ» за 2014 год

Дополнительная добыча по оптимизированным скважинам с УЭЦН в 2014 г составила 290 тыс. тонн, что ниже бизнес-плана на 42 тыс. тонн. Невыполнение мероприятий связано с задержкой поставки высокопроизводительного оборудования и увеличением количества отказов на оптимизированных скважинах [3].

План наработки на отказ по оптимизированному (349 суток) и фонду с ГРП (276 суток) выполнен, а для улучшения работы базового низкодебитного фонда производится спуск ремонтного оборудования и насосов 1 группы исполнения (планировалась наработка на отказ 400 суток), это показано на рисунке 3.4 [6].



Рисунок 3.4 – Наработка на отказ УЭЦН по видам ГТМ за 2014 год

Распределение наработки на отказ УЭЦН по нефтепромыслам и предприятию в целом за 2014 год представлено на рисунке 3.5 [6].



Рисунок 3.5 – Наработка на отказ УЭЦН по нефтепромыслам за 2014 год

Динамика наработки УЭЦН отечественных и импортных в сравнении между собой представлена на рисунке 3.6 [6].



Рисунок 3.6 – Наработка УЭЦН (отечественные и импортные) в сравнении

Из общего количества отказов, произошедших в 2014 году, наибольшую долю занимают отказы по следующим причинам: погрешности эксплуатации УЭЦН – 5 %, дефекты кабеля – 4,9 %, засорение насоса механическими примесями – 
47 %, солевые отложения – 33,5 %, негерметичность лифта – 2,2 %, недостаточный приток пластовой жидкости – 1,9 %, механическое повреждение кабеля при спуске – 1,6 %, погрешности вывода на режим – 1,5 %, брак ПЭД – 1,4 %, прочие причины – менее 1 %. Распределение причин отказов УЭЦН за 2014 год приведено в таблице 3.1 [6].

Таблица 3.1 – Распределение причин отказов УЭЦН за 2014 год

Причина

Количество отказов за 2014 год



шт.

%

неправильная эксплуатация

78

5

дефекты кабеля

76

4,9

засорение механические примесями

730

47

солевые отложения

520

33,5

негерметичность НКТ

34

2,2

слабый приток из пласта

30

1,9

механические поврежден. кабеля

25

1,6

неправильный ВНР

23

1,5

брак ПЭД

22

1,4

прочее

16

1

Основным отказавшим узлом УЭЦН является электроцентробежный насос (742 отказа или 72,3 %). Также в этом году увеличилось количество отказов по кабелю: оплавление – 59 % (повышенное содержание механических примесей и работа ЭЦН со слабым притоком вследствие истощения пласта) и механические повреждения при ТРС – 21 %. Увеличилось количество отказов по причине неправильного подбора оборудования, это связано с деоптимизацией по причине снижения притока из пласта (истощение). Распределение отказавших узлов УЭЦН в 2014 году представлено на рисунке 3.7 [6].



Рисунок 3.7 – Распределение отказавших узлов УЭЦН за 2014 год

В 2014 году причинами отказов насоса явилась: повышенное содержание механических примесей (66,9 %), засорение рабочих органов проппантом (7,7 %), отложения парафина (2,5 %), отложения солей (10,8 %), коррозия (5,6 %) и окалина (6,5 %). Распределение причин отказов насосов в 2014 году показано на рисунке 3.8.



Рисунок 3.8 – Распределение причин отказов насосов за 2014 год

В 2014 году на Самотлорском месторождении 85 % оборудованных УЭЦН скважин оснащены насосами отечественного производства, остальные – импортными насосами. Межремонтный период работы (МРП) погружных установок в целом по АО «СНГ» составляет более 450 суток в 2013 году и за 2014 г. возрос на 2 месяца, а количество ремонтов скважин сократилось более чем на 40 %, что в первую очередь вызвано организационными мероприятиями [6]. 

При этом следует отметить, что рост МРП в 2014 г. произошел в основном по фонду скважин, оборудованных отечественными установками, тогда как МРП с импортными установками стабильно находится на отметке 3,5 года, причем с самого начала их внедрения старались работать с этим оборудованием возможно более аккуратно. 

К сожалению, Самотлорское месторождение давно уже находится в последней стадии разработки, которая преподносит всевозможные сюрпризы: высокое давление насыщения попутным газом, температуры свыше 100 °С, механические примеси концентрацией свыше 6-8 г/литр, соли, парафины, превышающие в некоторых зонах 5-6 % и, наконец, сложно построенные залежи, из которых можно стабильно и долго (3-5 лет) отбирать нефть, но только после гидроразрыва призабойной зоны пласта [1,2,7].

Работа с ОАО «АЛНАС-Римера» позволила обеспечить скважины комплектным оборудованием, производимом на лучшем отечественном заводе, причем АО «СНГ» получает уникальное оборудование, специально подготовленное по заказанным спецификациям [7].

Так, увеличенный диаметр корпуса двигателя ПЭД-117 позволяет обеспечить повышенную скорость потока омывающей двигатель жидкости; смещенная в верхнюю часть протектора пята позволяет развести основные источники нагрева; применение в насосе промежуточных подшипников значительно снизило вибрационные нагрузки; усиленная пропитка статора повысила температурный предел двигателя; дополнительно поставляемые статоры позволяют с минимальными затратами восстанавливать двигатели фактически с заводским качеством.

Насосы фирмы «Centrilift» эксплуатируются на скважинах Самотлорского месторождения с 2000 г. Насосы фирмы «Centrilift» спускаются только в особый фонд скважин, в котором и российское оборудование работает по несколько лет без отказа.

Отметим и некоторые конкретные достоинства установок «Centrilift» [16]: 

- комплектующий установку насос FC450 имеет диапазон подач от предельно малых (56-83 м3/сутки) до 2000 м3/сутки, что идеально подходит для российских условий; 

- насос хорошо гидравлически рассчитан и по энергетическим затратам на подъем тонны жидкости имеет лучшие показатели, чем насосы других изготовителей; 

- оптимально подобран диаметр оборудования для скважин Западной Сибири;

- мощный двигатель с хорошим пусковым моментом, способный провернуть насос без всякого запаса по мощности (для сравнения: для нормального запуска насоса «АЛНАС» необходим не менее, чем 50 %-й запас по мощности);

- широкая гамма равно надёжных узлов и модернизаций, позволяющая комплектовать установки практически на любые режимы и условия работы;

- абсолютно надежная конструкция токоввода ленточного типа.

Надежность отечественного оборудования УЭЦН также значительно повышена [7]:

- использованием термостойких удлинителей и применением кабеля КПБП с изоляцией из сшитого полиэтилена; 

- применением синтетических моторных масел для заполнения двигателей;

- внедрением протекторов кабеля – центраторов НКТ.

Хорошо зарекомендовали себя ступени ЭЦН, которые ЗАО «Новомет-Пермь» изготовляет методом порошковой металлургии. Износостойкие, не подверженные солеотложению материалы рабочих колес и направляющих аппаратов, интересные гидродинамические характеристики ступеней дали хороший результат на Самотлорском месторождении, где МРП УЭЦН вырос за год в два раза. Испытываемая сегодня принципиально новая ступень ЗАО «Новомет-Пермь» с прямолинейной характеристикой способна стабильно работать в диапазоне подач от 30 до 100 м3/сутки.

Импортные насосы имеют конструктивное отличие, в них применены двухопорные рабочие ступени, отсутствует узел пяты, и осевая нагрузка от вала насоса принимается пятой гидрозащиты, находящейся в масле. У отечественных насосов при выходе из строя узла пяты ее шайба отрезает вал, т.е. существует конструктивный недостаток [7].

Для повышения надежности работы установок в тяжелых условиях в АО «СНГ» совместно с заводами «Лемаз», «Алнас» были произведены модернизация и упрочнение отдельных узлов серийно выпускаемых насосов:

В целях предотвращения полетов установок на забой были внедрены УЭЦН с измененной конструкцией соединения секций насоса типа корпус - фланец по аналогу импортных насосов.

Завод «Лемаз» внедряет в работу ЭЦН повышенной надежности в комплектации – рабочие органы насоса из нирезиста, вал – нержавеющая сталь. Внедрено в работу 2 насоса. Наибольшая наработка на отказ 1074,1 суток получена по импортным насосам Centrilift; по Reda – 363,8 сут.

3.2 Анализ причин преждевременных отказов УЭЦН

Вредное влияние механических примесей на УЭЦН приводит к преждевременному износу рабочих органов насоса, а при больших концентрациях к клину секций насоса [14,15].

В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. Это могут быть соли, продукты разрушения пласта и механические примеси, принесенные с дневной поверхности при ремонтах скважин. Создание на забое скважины перепада давления приводит к частичному разрушению скелета горной породы. Мелкие частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес.

Для предупреждения осложнений, связанных с содержанием механических примесей в продукции скважины, необходимо контролировать содержание механических примесей для этого техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости: 0,1-0,5 г/л. 

Механические примеси, находясь в продукции скважин, независимо от причины, вызвавшей их возникновение, проходя через насосное оборудование УЭЦН создают следующие вредные факторы [14,15]:

а) отложение механических примесей на вращающихся рабочих поверхностях насоса, приводит к сужению проходного сечения рабочих колес и, как следствие, – снижение производительности насоса, или же в другом случае приводит к увеличению нагрузок на ПЭД, что может повлечь за собой даже заклинивание насоса;

б) прохождение через насос большого количества механических примесей 

приводит к преждевременному износу как насоса, так и наземного оборудования: труб, запорной арматуры, замерных устройств.

Причины возникновения механических примесей в продукции скважин: попадание механических примесей в скважину с солевым раствором при глушении перед ПРС, спуск в скважину неочищенного от песка оборудования, вынос песка из пласта, наличие окалины на внутренней и внешней поверхностях НКТ и про-чее [7].

Методы борьбы с ними так же бывают различными:

а) при выносе песка из пласта принимают меры по укреплению пласта в интервале перфорации скважины;

б) чтобы предотвратить попадание песка в скважину при ПРС, строго следят за чистотой спускаемого оборудования;

в) при глушении скважин перед ремонтом производят тщательную фильтрацию раствора глушения;

г) при ремонте НКТ на базах по ремонту проводят тщательную дробеструйную очистку внутренней и наружной поверхностей НКТ;

д) периодически при производстве ПРС, производят очистку призабойной зоны от осевших механических примесей (промывка ствола скважины, применение различных желонок);

е) применяют различные фильтры, устанавливая их непосредственно на насосное оборудование.

Снижение уровня механических примесей в скважинах продлевает срок службы насосного оборудования [15].

Большая часть скважин с УЭЦН в процессе эксплуатации характеризуется 

теми или иными осложнениями, приводящими к преждевременному отказу оборудования [14].	

Эксплуатация механизированных скважин осложнена следующими факторами, снижающими ресурс глубинно насосного оборудования [7]: повышенным содержанием газа на приеме насоса; интенсивное отложение солей; парафино-гидратные отложения и выносом мехпримесей из пласта.

Вдоль пути движения нефти уменьшается температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяется твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Отложения приводят к снижению дебита [15].

Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод, поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или пропластков; перенасыщенность водо-солевых систем при изменении термодинамических условий [9]. 

Нормальная работа глубинного насоса осложняется, если из пласта в скважину вместе с нефтью поступает газ (в свободном или растворенном состоянии). Это приводит к снижению, вплоть до срыва подачи насоса [10].

Вынос песка из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит износу эксплуатационного оборудования [10].

Основным осложнением, встречающимся при эксплуатации глубинно насосным способом наклонных и кривых скважин, является неравномерный износ опор насоса и двигателя для УЭЦН, и как следствие, выход из строя оборудования и частые аварии, маленький МРП, низкий коэффициент эксплуатации [19].

Агрессивная среда приводит к полному разрушению рабочих органов оборудования, сквозным отверстиям на корпусе насоса. Коррозия связанна с присутствием сероводорода в добывающей жидкости. Средняя наработка по скважинам с сероводородом составляет 150 сут. (насосы в обычном исполнении) [20].

Для снижения влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН, были разработаны основные направления деятельности в 2014 году [6,7]:

1. Снижение влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН: применение защитного оборудования и оборудования повышенной надёжности (100 % выход из ремонта оборудования 3 группы исполнения); применение химреагентов; использование программного обеспечения «Neo-Seol» при подборе глубины спуска УЭЦН.

2. Повышение эффективности работы неосложнённого фонда УЭЦН: применение импортного оборудования.

Испытание альтернативной техники добычи нефти: оборудование с полимерным покрытием; роторно-вихривые насосы.

4. Улучшить качество услуг сервисных организаций: супервайзинг отбраковки НКТ и штанг при ПКРС; повышение мотивации сервисных организаций.

Ежегодно на Самотлорском месторождении происходит немногим более 1000 преждевременных отказов УЭЦН (с наработкой менее 180 суток). В 2014 г. число преждевременных отказов по отношению к 2013 г. уменьшилось на 37 %, а по отношению к 2012 г. – на 49 %, что показано в таблице 3.2 [6].

Таблица 3.2 – Динамика изменения числа преждевременных отказов УЭЦН

Год

МРП отеч.

МРП импорт.

Общий МРП

Количество преждевременных отказов, шт.

Количество отказов, шт.



сут

импорт.

отечеств.

общее

% от общего числа отказов

отечест.

импорт.

всего

2011

405

1257

831

98

1209

1307

89

1290

179

1469

2012

429

1261

844

96

1177

1273

90

1219

195

1414

2013

451

1265

858

105

1065

1170

83

1223

186

1409

2014

470

1273

871

118

736

854

80

864

204

1068

По интервалам наработки преждевременные отказы могут быть разделены на следующие категории: затянувшиеся (с наработкой перед отказом 0 суток) – 
11 %; повторные (с наработкой до 2 суток) – 13 %; отказы с наработкой от 2 до 
30 суток – 20 %; отказы с наработкой от 30 до 180 суток – 56 %. Распределение преждевременных отказов по интервалам наработки представлено в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Динамика изменения числа преждевременных отказов УЭЦН

Интервал наработки, сут

Количество преждевременных отказов за 2014 год



импортные

отечественные

общее



шт.

%

шт.

%

шт.

%

0

6

5

90

12

94

11

0-2

15

13

96

13

111

13

2-30

39

33

132

18

171

20

30-180

58

49

420

57

478

56

Динамика распределения причин преждевременных отказов УЭЦН представлена на рисунке 3.9 [6].



Рисунок 3.9 – Динамика распределения причин преждевременных отказов УЭЦН

Наибольший процент отказов в 2014 году (32,5 %) произошел из-за резкого снижения дебита, 19,5 % по причине нулевого сопротивления изоляции кабеля, 2,2 % отказов произошли из-за низкого тока, 11,2 % скважин было остановлено по причине срыва подачи, 14,7 % остановок связано с проведением на скважинах геолого-технических мероприятий (оптимизация либо гидравлический разрыв пласта), 1,2 % отказов – обрыв насосно-компрессорных труб и 10 % отказов – клин (см. рисунок 3.9 и таблица 3.4) [6].

Таблица 3.4 – Динамика распределения причин преждевременных отказов УЭЦН

 Причина

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.



Количество случаев, шт.

R=0

457

395

304

166

Нет подачи

144

140

94

96

Снижение дебита

353

382

454

277

Клин

118

115

101

85

Прочие

52

76

87

75

ГТМ

144

127

101

126

Ток холостого хода (Iх.х.)

26

25

23

19

Негермет. НКТ

13

13

7

10

Распределение причин преждевременных отказов импортных и отечественных УЭЦН в сопоставлении между собой за 2014 год приведено в таблице 3.5 и на рисунке 3.10 [6].

Таблица 3.5 – Распределение причин преждевременных отказов импортных и отечественных УЭЦН за 2014 год

Причина

УЭЦН



импорт.

отечест.

R=0

20

147

Нет подачи

3

93

Снижение дебита

26

251

Клин

4

81

Прочие

3

72

ГТМ

55

71

Iх.х.

2

17

Н/г НКТ

5

5

Больше всего отказов УЭЦН происходит за счет присутствия механических примесей. Это является основной причиной выхода из строя оборудования. В 
2014 году произошел рост количества скважин с выносом механических примесей после ГРП и оптимизации, что показано на рисунке 3.11 [6].

 

Рисунок 3.10 – Долевое распределение причин преждевременных отказов импортных и отечественных УЭЦН за 2014 год

Из таблицы 3.5 и рисунка 3.10 видно, что основной причиной отказов УЭЦН были: по импортным – проведение ГТМ на добывающих скважинах и снижение дебита добывающих скважин; по отечественным – снижение дебитов добывающих скважин и падение сопротивление изоляции кабеля до нуля. Также в сумме причины заклинивание насоса и отсутствие подачи в количестве 174 случая за 2014 год говорят о воздействии механических примесей на работу насосов.



Рисунок 3.11 – Содержание мехпримесей в продукции скважин 

Состав механических примесей определяется характеристикой продуктивного пласта, технологией его разработки, а также организационными причинами, которые могут занимать далеко не последнее место. Основное количество механических примесей продолжается по пластам группы «АВ»: АВ2-3 и АВ11-2 [6].

Механические примеси, проходя через насосное оборудование создают следующие вредные факторы [19,20]:	

а) отложение на вращающихся рабочих поверхностях насоса, приводит к сужению проходного сечения рабочих колес, снижение производительности насоса, увеличению нагрузок на ПЭД (2,3 % отказ гидрозащиты), что может повлечь за собой даже заклинивание насоса;

б) прохождение через насос большого количества механических примесей приводит к преждевременному износу как насоса, так и наземного оборудования.

Динамика структуры отказавших узлов УЭЦН по годам приведена на рисунке 3.12 [6].



Рисунок 3.12 – Динамика структуры отказавших узлов УЭЦН

Динамика распределения отказавших узлов УЭЦН приведена в таблице 3.6.

Таблица 3.6 – Динамика распределения отказавших узлов УЭЦН

Узел

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.



Количество случаев, шт.

ЭЦН

614

547

515

384

ПЭД

222

127

70

51

НКТ

91

76

82

68

КРБК

222

191

140

77

Не  установлен

26

13

23

9

ГТМ

131

318

339

265

Как видно из рисунка 3.12 и таблицы 3.6 основным узлом, по которому происходит наибольшее количество отказов – насос. Это еще раз подтверждает вредное воздействие на его работу механических примесей, выносимых из продуктивных пластов Самотлорского месторождения [6].

Распределение отказавших узлов по импортным и отечественным УЭЦН за 2014 год представлено в таблице 3.7.

Таблица 3.7 – Распределение отказавших узлов по импортным и отечественным УЭЦН за 2014 год

Узел

УЭЦН



отечест.

импорт.



шт.

%

шт.

%

ЭЦН

372

51

12

10

ПЭД

36

5

15

13

НКТ

33

5

35

30

КРБК

61

8

16

14

Не установлен

4

0

5

4

ГТМ

230

31

35

30

Из таблицы 3.7 видим, что импортные насосы наименее подвержены отказам по причине вредного влияния механических примесей, которые выполняют абразивный износ рабочих органов ЭЦН. Значит эти насосы более износостойкие по сравнению с отечественными аналогами. Погружные двигатели импортных производителей также наиболее устойчивые к повышенным температурам и нагрузкам в осложненных условиях Самотлорского месторождения [6,7].

Причины возникновения механических примесей в продукции добывающей скважины бывают разными: попадание механических примесей в скважину с солевым раствором при глушении перед ПРС, спуск в скважину неочищенного от песка оборудования, вынос песка из пласта, наличие окалины на внутренней и внешней поверхностях НКТ и прочее [15,19,20].

На преждевременные отказы также влияют базы по ремонту, монтажу и эксплуатации УЭЦН [7].

В следующем разделе рассмотрим особенности импортных ЭЦН: конструкцию, технические характеристики и преимущества.

3.3 Конструктивные особенности абразивостойких импортных ЭЦН

Среди зарубежных фирм, выпускающих ЭЦН, наиболее авторитетными являются фирмы «REDA», «Centrilift», «ODI», «ESP» [7].

В условном обозначении «TD-1200» первая буква «T» обозначает, то насос произведен фирмой «ESP», «D» – серия. Обозначение серии отражает диаметр установки ЭЦН в дюймах, умноженный на 100. Существуют 338, 400 и 500 серии под наружные диаметры насоса 3,38 (85,9 мм), 4,00 (101,6 мм) и 5,13 (5,13 мм) соответственно [22].

Модуль-секция и область применения насоса компании Wood Group ESP представлены на рисунке 3.13 и в таблице 3.8.



1 – головка; 2 – уплотнительное кольцо; 3 – вал; 4 – рабочее колесо; 
5 – направляющий аппарат; 6 – корпус; 7 – шпонка; 8 – основание; 9 – муфта; 
10 – уплотнительное кольцо

Рисунок 3.13 – Модуль-секция TD-1200 компании Wood Group ESP

Таблица 3.8 – Область применения ЭЦН TD-1200

Параметр

Значение

Тип пластовой жидкости

смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа

Плотность пластовой жидкости, кг/м3

700-1400

Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД, мм2/с

1

Температура пластовой жидкости, °С, не более

120 - стандартное исполнение, 150 - термостойкое

Массовая концентрация твердых частиц, г/л, не более

0,5

Микротвердость частиц, баллов по шкале Мооса, не более

7

Водородный показатель попутной воды, pH

5-8,5

Продолжение таблицы 3.8

Параметр

Значение

Содержание H2S, г/л, не более

1,25

Содержание С02, г/л, не более

1,15

Содержание CI, г/л, не более

20

Содержание НС02, г/л, не более

1

Содержание Са2+, г/л, не более

2

Содержание попутной воды, % не более

99

Содержание попутного газа на входе в насос, до

15 % для радиального типа ступеней 25 % для радиально-осевого типа ступеней

При исполнении рабочих органов из специального чугуна марки «нирезист» в обозначении насоса используется буква «N». Если буквы нет, то рабочие органы выполнены из материала «райтон». Следующее число после букв обозначает номинальную подачу насоса в баррелях в сутки при частоте вращения ротора насоса 3500 мин-1 [20].

Секции насоса фирмы «ESP» выпускаются в следующих категориях исполнения: стандартная, антикоррозионная, коррозионностойкая, коррозионно – износостойкая и соединяются между собой с ловильной головкой и входным модулем болтовыми соединениями. Каждая модуль-секция насоса может быть использована как верхняя, средняя и нижняя секции насоса.

Используются осерадиальные и диагональные ступени в насосах соответственно на низкие, средние и высокие подачи.

Насосы с осерадиальными ступенями выполнены с плавающими рабочими колесами; осевое усилие на валы воспринимается упорным подшипником протектора. Подшипники выполнены из материала карбид вольфрама (рисунок 3.14). 

Поперечные усилия в модуль-секции передается на радиальные подшипники. В стандартной комплектации модуль-секции насоса (Standart Sistem) использованы два концевых радиальных подшипника. В радиально-стабилизированной конструкции модуль-секции (Radially Stabilized Sistem) количество радиальных подшипников выбирается в зависимости от длины модуль-секции [20].

     

1 – втулка; 2 – стабилизирующая втулка; 3 – корпус подшипника; 4 – втулка подшипника; 5 – модифицированное рабочее колесо

Рисунок 3.14 – Подшипники RS фирмы ESP

Стабилизирующий подшипник RS (Radial Sleeve) состоит из корпуса и двух колец из нержавеющей стали. Сопряженная кольцу подшипника поверхность упрочняется до 9 единиц по шкале MOL бор нитридным процессом [20]. 

В насосах с диагональными ступенями рабочие колеса фиксируются на валу, и осевое усилие, действующее на ротор насоса, передается на упорный подшипник протектора.

Стандартные насосы снабжены двумя втулками из коррозиестойкого чугуна «нирезист», одна в верхней части и другая у основания корпуса, предназначенными для стабилизации и поддержки вала. В абразивостойких насосах применяются втулки вала из карбида вольфрама. Кроме того, приблизительно через каждый фут вдоль вала насоса расположены карбид вольфрамовые стабилизаторы вала. В радиальных ступенях стабилизаторы заменяют ступень. В ступенях со смешанным потоком стабилизатор является частью ступени. Как плавающие, так и компрессионные насосы могут быть собраны в абразивостойком исполнении [16].

Выбор стандартного, высокопрочного или сверхвысокопрочного вала насоса определяется требуемой мощностью насоса. Состав скважинных флюидов определяет, какой должен применяться сплав. Для работы при стандартной прочности в неагрессивной среде применяется сплав Nitronic 50. Для работы при стандартной прочности в агрессивной среде применяется сплав Моnеl К-500. Все высокопрочные и сверхвысокопрочные валы изготавливаются из сплава lnconel [17].

Срок службы насоса будет максимальным, если рабочее колесо работает при пониженных давлениях на ступени и при повышенных расходах, оставаясь при этом в рекомендованном рабочем диапазоне. Это условие выполняется, если расход находится между точкой КПД и максимальным эксплуатационным расходом насоса. Это означает, что для той же высоты подъема насосу потребуется большее число ступеней, причем эффективность насоса может понизиться. Каждый вариант применения следует анализирован», учитывая эту зависимость между сроком службы и эффективностью. Направление нагрузок, воспринимаемых насосом. При очень малых расходах перепады давления на валу и рабочих колесах насоса заставляют насос работать при нагрузках, направленных вниз. При более высоких расходах перепад давления, создаваемый ступенями, снижается и инерция жидкости возрастает. В конечном счете, инерция жидкости берет верх и на насос начинают воздействовать нагрузки, направленные вверх [15].

Производительность насоса определяется воспринимаемыми нагрузками. Существует два фактора, влияющих на воспринимаемые насосом нагрузки. Нагрузки, создаваемые ступенью: перепад давления на стенке рабочего колеса, изменение импульса жидкости, масса рабочего колеса. Нагрузки, создаваемые валом: перепад давления концах вала, масса вала [13].

Виды износа насосов: радиальный абразивный износ, абразивный износ вследствие направленной вниз нагрузки, эрозийный износ, протечка, вызывающая рециркуляцию [19].

Одной из основных проблем, связанных с износом насоса, является вызывающая рециркуляцию протечка, которая возникает из-за износа, вызванного направленными вниз нагрузками. Повышенная протечка жидкости приводит к перегреву, понижению создаваемого ступенью напора и повышенному износу вследствие недостаточного напора [20].

Радиальный абразивный износ. Износ под действием твердых частиц, попавших в радиальные зазоры между вращающимися и неподвижными поверхностями [14].

Состояние этих поверхностей зависит от гидродинамической смазки, предохраняющей от износа.

Чтобы вызывать износ, размеры частиц должны быть больше, чем толщина пленки жидкости, и меньше, чем радиальный зазор. Обычно толщина пленки жидкости превышает 50 микрон [20].

Этот вид износа является одной из основных причин отказов насосов [19].

Абразивный износ при направленных вниз нагрузках. Износ, вызванный частицами, захваченными между упорной шайбой рабочего колеса и нижним седлом диффузора

Состояние этой поверхности зависит от гидродинамической смазки, однако осевые усилия обычно намного превосходят радиальные нагрузки, поэтому пленка жидкости обычно бывает тоньше. Это означает, что износ может быть вызван частицами меньшего размера.

Плоские ступени больше подвержены такому износу и работа в плавающем режиме при направленных вниз нагрузках усиливает этот вид износа

Даже мелкозернистый ил ускоряет износ при направленных вниз нагрузках, особенно при избыточных

Эрозия. Этот вид износа, по существу, представляет собой пескоструйную обработку. Крупные неровные частицы причиняют больший износ, чем мелкие и гладкие. Ил и грязь вносят небольшой вклад в этот вид износа.  Импульс частицы при ее ударе о поверхность существенно влияет на скорость износа. Твердые частицы, попавшие в непроточные области в диффузоре и движимые вязким трением вращающейся жидкости, вызывают особый вид эрозии, называемой вихревой эрозией [15,19,20].

Рассмотрим далее применение специальных износостойких материалов для ступеней ЭЦН, компаний Centrilift и Schlumberger REDA.

Проект «МРП-700», программы «Система новых технологий», который направлен на оценку конструктивных отличий высокодебитных импортных погружных насосов при эксплуатации в осложненных условиях, их влияние на увеличение наработки, определение технического предела надежности оборудования, а также использование результатов испытаний при переходе на импортозамещение [7].

В рамках рассматриваемого проекта использовалось оборудование компании Centrilift и Schlumberger REDA, при изготовлении которого было реализовано более 10 инновационных решений. На рисунке 3.15 показаны новые ступени ЭЦН Schlumberger REDA с инновационными покрытиями.



Рисунок 3.15 – Ступени ЭЦН Schlumberger REDA с инновационными покрытиями

В каждой секции насоса использовались упрочненные валы из материала Inconel-718, прочность которого в 1,8 раза превышает показатели традиционно использующихся в импортном оборудовании сплавов К-Моnel. По всей длине насоса были установлены промежуточные радиальные подшипники из карбида вольфрама и карбида кремния, а для изготовления рабочих органов применялся специальный износостойкий материал и защитные покрытия от асфальтенов, солей, абразивов [7]. 

В комплектации была применена тандемная гидрозащита увеличенного объема, а также впервые испытывался протектор с диафрагмами в виде металлических сильфонов (гофр) для защиты от воздействия мехпримесей [7].

Использованные при производстве установок коррозионно-износостойкие материалы (таблица 3.8) были рассчитаны на работу в условиях повышенного содержания механических примесей [23].

Из таблицы 3.8 следует отметить, что самый мягкий материал Ni – resist I, т.к.

средний коэффициент износа (по тесту) 100 %, твердость по Бриннелю (тест) 129 единиц, когда приблизительное табличное значение 120 единиц. Самый твердый материал сталь 5530 – коэффициент износа 57 %, твердость (тест) 216, против табличного значения 220 единиц [7].      

Таблица 3.8 – Материалы ступеней насосов Schlumberger REDA

Материал

Твердость 

(Бриннель)

Твердость 

(Бриннель), тест

Средний коэффициент износа, тест

Ni-resist I

120-160

129

100%

Ni-resist IV

149-212

138

67%

5530

180-220

216

57%

Одним из технических решений для увеличения надежности конструкции узлов УЭЦН Centrilift в проекте «МРП-700» стало покрытие рабочих органов насосов материалами Armor I и Armor X (рисунок 3.16) [7]. 



Рисунок 3.16 – Новые рабочие органы Centrilift

Материал Armor I представляет собой полимерный материал, предотвращающий осаждение солей и асфальтенов на поверхностях рабочих колес и аппаратов. Покрытие также обеспечивает определенную дополнительную защиту оборудования от коррозии и абразивного износа. Материал имеет низкий коэффициент трения, что снижает износ рабочих поверхностей ступеней насоса при соприкосновении с механическими частицами скважинного флюида [24].

Материал Armor X – это электрохимически осажденный равномерный.......................