ПРИЧИНЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ВИБРАЦИИ НАСОСА, ПРИВОДЯЩЕЙ К ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫМ ОТКАЗАМ УЭЦН

Добыча нефти с использованием установок погружных электроцентробежных насосов может значительно осложнятся из-за вибрации, возникающей в элементах насоса. Данный фактор существенно увеличивает возникновение внезапного отказа в оборудовании. Из-за воздействия вибрации на ЭЦН возникают такие нарушения работы, как:

• преждевременный износ рабочих ступеней, уплотнений, опорных элементов, подшипников, муфт, переходников;
• разрушение ступеней, уплотнений, опорных элементов, подшипников, муфт, переходников;
• отворот и «полет» узлов погружной установки

Причиной повышенного уровеня вибрации насоса, приводящей к преждевременному отказу оборудования, является неодносродность добываемой среды, присутствие свободного газа и механических примесей на приеме насоса.

Большинство нефтедобывающих скважин в России оборудовано УЭЦН, которые позволяют осуществить подъем жидкости в широком диапазоне значений производительности и условий, при которых осуществляется добыча, в межремонтный период. [1]

УЭЦН достаточно эффективны в условиях добычи нефти благодаря своей экономичности и низкому уровню трудоемкости в обслужвании. Но несмотря на это, множество факторов влияет на снижении эффективности применения и снижение надежности работы УЭЦН при эксплуатации скважин.

К показателям, которые характеризуют работу погружного насосного оборудования можно отнести межремонтный период и наработка на отказ оборудования.

Отказы в работе УЭЦН можно разделить на две категории:

• в результате эксплуатационных причин
• в результате качества производителя

Отказы в результате эксплуатационных причин:

• негерметичность НКТ;
• солееотложение;
• некорректный выбор установки;
• срыв подачи;
• повреждение кабеля при спуско-подъемных операциях;
• износ рабочих элементов ЭЦН;
• парафиновые отложения и др.

Отказы, связанные с качеством производства:

• не качественная сборка оборудования;
• нарушение технологии сборки оборудования;
• уровень вибрации и др.

Среди факторов, которые оказывают существенное влияние на межремонтный период и наработку на отказ оборудования, можно выделить такие как:

• геологические особенности строения скважины;
• свойства механических примесей в скважинной жидкости;
• повышенное газосодержание на входе в оборудование;
• высокая обводненность;
• коррозионная активность скважинной жидкости др.

Нельзя не отметить влияние повышенного содержания газа в затрубном пространстве на величину межремонтного периода и наработки на отказ.

Значительное снижение давления на приеме УЭЦН приводит к уменьшению межремонтного периода работы скважины.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что повышенное содержание газа на приеме насоса влечет за собой увеличение уровня вибрации установки и отрицательное воздействие на работоспособность УЭЦН.

Одним из основных факторов, определяющих степень воздействия влияния газа на работу электропогружных насосов, является уровень содержания газа на приеме. Скопление свободного газа в рабочих элементах оборудования, приводит к ухудшению характеристик, которые в свою очередь снижают подачу, снижают коэффициент полезного действия, приводят к перегреву погружного электродвигателя и ведет к уменьшению значений напора ЭЦН. [3]

В связи с вышеперечисленными последствиями влияния вибрации на состояние УЭЦН поиск решений для повышения наработки на отказ и увеличения межремонтного периода остается актуальным.

Рисунок 1.1. Диаграмма изменения наработки на отказ нефтяного фонда скважин, оборудованных УЭЦН

Анализ динамики изменения наработки на отказ скважин, оборудованных УЭЦН, за 2014-2016 годы показывает, что наблюдается тенденция снижения наработки на отказ УЭЦН (рисунок 1.1). Среднее значение фактической наработки на отказ за три года составляет 300 суток.

Анализ изменения ННО электроцентробежных установок за 11 месяцев текущего года по нефтяному механизированному фонду показывает, что в период с января по ноябрь наблюдается тенденция снижения наработки на отказ УЭЦН, несмотря на незначительные положительные скачки в мае, сентябре и ноябре.

График изменения наработки на отказ на примере нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН, по нефтяному месторождению за 2017 г. представлен на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2. График изменения наработки на отказ нефтяного фонда скважин, оборудованных УЭЦН

Из анализа диаграммы причин выхода из строя скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (рисунок 1.3), следует, что около трети отказов оборудования происходит из-за влияния вибрации.

Рисунок 1.3. Диаграмма причин отказов по нефтяному фонду скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов

Основными причинами, приводящими к увеличению вибрации насоса, которая в свою очередь негативно сказывается на работе УЭЦН, являются:

• неоднородность добываемой текучей среды (содержание свободного газа на приеме погружного насоса, появление пузырьков газа, твердых частиц и т.д.);
• появление твердых отложений на вращающихся элементах, что приводит к увеличению общей массы насоса и к сдвигу спектра критических частот в сторону низких частот.

Список литературы:

1. Оценка технического состояния насосного агрегата с учетом влияния собственных частотт колебаний его конструктивных элементов/ Халитов Т.Ф., Закирничная М.М.//сб. тез. Докл – Уфа, 2008 – с.169-170.
2. Центробежные и осевые насосы: Теория, конструирование и применение./Степанов А.И. – М., 1960 – с.50-80.
3. Гумеров А.Г. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций./ Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003 – 347 с.