ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕГО НИЗКОДЕБИТНЫЙ ФОНД СКВАЖИН

На сегодняшний день основными способами механизированной добычи малодебитного фонда скважин на месторождениях Республики Татарстан являются:

1) применение установок штанговых глубинных насосов (УШГН);

2) применение низкодебитных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) (подача до 30 м³/сут.);

3) применение УЭЦН в периодическом режиме;

4) краткосрочная эксплуатация скважин;

5) применение винтовых насосов.

Преобладающим способом добычи нефти является применение установок штанговых глубинных насосов. Связано это с тем, что 80% из всех УШГН в основном применяется на месторождениях РТ, которые были открыты еще в начале 20-го века.

Развитие ШГН в нефтедобывающих странах шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики.

К настоящему времени производители нефтедобывающего оборудования полностью решили задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления. Однако остается комплекс вопросов и проблем, которые не позволяют нефтяным компаниям использовать ШГН для эксплуатации малодебитных скважин. Об этом было сказано выше. Рассмотрим варианты решения указанных проблем.

Проблему низкой эффективности СШНУ нужно решать комплексно.

Во-первых, не допускать увеличения рабочих нагрузок и использование отработавших свой ресурс станков-качалок, насосных штанг и штанговых насосов.

Во-вторых, наладить техническое обслуживание в первую очередь –фундамента или свайного основания под станок-качалку.

В-третьих, производителям нужно наладить выпуск комплектных установок, чтобы избежать ситуаций, когда в поломке или аварии виноваты производители разных частей оборудования. Такой опыт был уже пройден при работе с УЭЦН, когда было принято решение о комплектных закупках оборудования. Производители стали готовить к поставке не один вид оборудования, а комплекс. На выпуск комплектных (комплексных) установок перешли практически все ведущие российские фирмы-изготовители УЭЦН [1].

В такую комплектную установку входят: погружной электродвигатель с гидрозащитой, электроприводной центробежный насос, газосепаратор или газосепаратор-диспергатор, клапанный узел, кабельная линия с термостойким удлинителем, станция управления, дополнительное оборудование. И поставщики стали отвечать за весь комплекс в целом. Кроме того, они создали сеть сервисных центров и служб, обеспечивающих поставку, обслуживание, ремонт оборудования, а зачастую и проведение работ по внедрению и выводу на режим скважинных насосных установок.

Именно по этому пути следует идти и производителям скважинных штанговых насосных установок. Однако, проблемы обеспечения требуемых показателей безотказности, межремонтных периодов эксплуатации и др. не решены до конца.

Частые поломки нефтедобывающего оборудования приводят к увеличению загрязнений, связанных с разливом нефти и дополнительным расходам по устранению последствий аварий. Это относится к клапанам для ШГН, в которых они выполняют главенствующую роль, и к обратным клапанам электроцентробежных насосов, где они призваны предотвращать слив скважинной жидкости из НКТ при остановках в работе насоса.

Анализ работы штанговых насосов показывает, что одним из наиболее проблемных узлов являются клапанные пары (шар и седло): негерметичными оказались 64% нагнетательных и 52% приемных клапанов.

Основной причиной негерметичности явилась выработка клапанов, и в 77% случаев отказ произошел по узлу «седло».

Металлографические исследования клапанных пар показали, что у шаров наиболее часто наблюдаются язвенные поражения поверхности с распространением микротрещин, а также коррозионные повреждения в виде язв, распространяющиеся по кобальтовой основе, а главной причиной разрушения седел является растворение основной фазы и «выкрашивание» карбидных частиц. В конструкции шаровых клапанов реализуется линейный принцип касания. И при малейшем износе металла по линии касания появляется зазор. При негерметичности клапана на 1% от его проходного сечения потери составляют ~ 700 м3/год.

Проблема обеспечения высокой наработки на отказ, увеличения межремонтного периода может быть решена использованием новейших разработок, например, реализованной в конструкции ШГН «BeeOilPump» ООО «РАМ» (Рисунок 2).

В разработанном насосе использованы новые клапанные пары вместо шаровых клапанов, которые обеспечивают увеличенную среднюю наработку на отказ (СНО) насоса, надежную герметичность, увеличенную площадь проходного сечения, меньшее гидравлическое сопротивление, повышенную износостойкость.

Герметизация золотникового клапана имеет 2 контура –посадка конус-конус золотника в седло корпуса и щелевое уплотнение по головке золотника. При обратном токе флюида золотник мягко садится в седло корпуса, в отличие от шара, который обязательно при каждой посадке вращается 7-8 раз.

Рисунок 2. Золотниковые клапаны для ШГН и УЭЦН производства ООО «РАМ»

Клапанная пара с увеличенным проходным сечением и сроком службы даёт снижение нагрузки на штанги насосной установки на 15%, что существенно сокращает обрывы штанг и расходы, связанные с простоями, ремонтом и ликвидацией последствий аварий [2].

Малодебитный фонд – это такое же осложнение, как и высокая температура пластовой жидкости, солеотложение на рабочих органах ЭЦН, высокое содержание механических примесей. Его наработка ниже, чем у среднедебитного и высокодебитного фонда, связано это с тем, что ЭЦН работает у границ левой зоны НРХ с низким значением КПД, вследствие чего происходит нагрев жидкости над приемом насоса и снижение ресурса электрической части погружной установки. Также при работе ЭЦН с низкой производительностью рабочее колесо с большей силой прижимается к направляющему аппарату, вследствие чего происходит более интенсивный износ опорных шайб рабочего колеса и снижается ресурс ЭЦН.

Увеличение эффективности эксплуатации малодебитного фонда УЦН возможно по следующим направлениям:

1. Увеличение конструкционной надёжности погружного оборудования. Такое оборудование можно разделить на две группы:

- высокотемпературное, например: компаундированные и теплоненагруженные электродвигатели, термовставки для кабельных линий.

- износостойкое оборудование для скважин с высоким содержанием твёрдых механических примесей (более 1000 мг/л.

2. Внедрение организационных решений:

3. Поиск альтернативного УЭЦН оборудования.

Список литературы:

1. Пчельников Р.Л. Система мониторинга и анализа работы скважин в режиме реального времени – элемент концепции «интеллектуального месторождения» // Инженерная практика. – 2011. – № 5. – С. 90.
2. Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров [и др.]. –М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – С. 7.
3. Ухалов К.А., Р.Я. Кучумов Методология оценки эксплуатации надежности работы УЭЦН // Науки о земле. - 2009. - №4.