Оптимизация межремонтного периода работы погружных установок скважинных электронасосов как задача обеспечения экологической безопасно

ОПТИМИЗАЦИЯ МЕЖРЕМОНТНОГО ПЕРИОДА РАБОТЫ ПОГРУЖНЫХ УСТАНОВОК СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

КАК ЗАДАЧА ОБЕСПЕЧЕНИЯ  ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ 

БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

 

Габибов И.А., Аббасова С.

Азербайджанская Государственная  нефтяная Академия

 

Обеспечение экологической безопасности нефтегазового комплекса является актуальной проблемой взаимодействия важнейшего ресурса Азербайджанской Республики - нефти и нефтепродуктов - с окружающей средой, особенно в части ее загрязнения[1-3]. Рациональное использование нефти как невосполнимого источника энергии и сырья – сегодня важнейшая государственная задача. Недопустимо попадание в морскую среду грунтового загрязнения в процессе бурения скважин. Следовательно, технология добычи углеводородного сырья должна гарантировать предотвращение загрязнения моря, приемлемой добычей углеводородного сырья на Каспии может быть только технология «нулевого сброса».

Внезапные отказы деталей  и узлов нефтепромыслового оборудования приводят к снижению эффективности  его использования [4,5] и антропогенной эмиссии загрязняющих веществ в атмосферу, почву и воды. Необходимо отметить, что проведение надлежащих ремонтных работ в значительной степени затруднено в силу разбросанности нефтяных и газовых скважин по регионами республики. Поэтому определение оптимального межремонтного периода (МРП) становится важнейшим фактором поддержания работоспособности нефтепромыслового оборудования.

Повышение эффективности использования скважинных насосов - одна из основных задач разработки нефтяных месторождений [6,7].

Известно, что широко применяемые на нефтяных месторождениях скважинные штанговые насосные установки, наряду с определенными преимуществами, имеют и ограничения в применении, особенно при  больших глубинах подвески насосов. В этих условиях более эффективным является использование бесштанговых  установок. Среди них особое место занимают установки скважинных электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые как по номеру, так и по производительности превышают область применения штанговых насосов. Другим важным преимуществом электроцентробежных насосов является их высокая ремонтопригодность в части поддержания и восстановления работоспособного состояния путем проведения ремонтных работ.

Характерной в эксплутационном отношении большой части скважин месторождений Апшерона является сильное обводненность добываемой нефти и наличие в ней значительного количества песка, различных солей, сероводорода и т.п. В настоящее время обводненность нефтяных скважин старых месторождений Азербайджана составляет в среднем более 80%, а по отдельным скважинам, эксплуатируемым насосным способом - доходит до 90%. При этом пластовые   воды обладают повышенной соленостью и щелочностью. Из скважин вместе с жидкостью извлекается от 0,01% до 15% ( по весу) песка, не считая пробкообразующих скважин, в которых в течении нескольких дней образуются песчаные пробки высотой в 20-40м и более.

Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей, газа и воды (нередко агрессивной) сильно затрудняет эксплуатацию скважин, резко повышает износ  оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом существенно возрастают эксплуатационные расходы.

Установки  электрических  центрифуговых насосов (УЭЦН) используются в нефтяных скважинах при различных условиях:

- в полностью или почти безводных нефтяных скважинах;

- для устранения из добываемой жидкости песка и газа;

- в агрессивных средах и средах с повышенной температурой.

В зависимости  от проводимых операций, связанных с составом извлекаемой жидкости, используются либо обычные насосы (УЭЦНО), либо насосы УЭЦНК при повышенной коррозии.

Скважины на месторождениях Азербайджана обеспечиваются  центрифугованным (ЭЦНИ) и диафрагмовыми электропогружными насосами (ЭДН).

Динамика использования  этих насосов и расходы на ремонтные  работы в период 2007-2011г. представлена в таблице 1.

Таблица 1

Число и эксплуатационные расходы насосов работающих 2007-20011 годах

Наименование насосов и расходы  на ремонтные работы	2007	2008	2009	2010	2011
ЭЦНИ	1272	1368	1419	1391	1312
Расходы на ремонтные работы	5081460,23	8688906,16	9205958,93	9458751,2	12675426,1
ЭДН	168	162	154	168	149
Расходы на ремонтные работы	1517838,77	1184850,84	1137815,1	1289829,72	1630923,9
Общие	6599299,00	9873757,20	10343773,7	10748581,20	14306350,00

Общая длительность эксплуатации насосных установок ЭЦНИ и ЭДН определяется согласно соответствующей технической  документации [8] для установок ЭДН  в условиях повышенной коррозии – 5лет, а для  установок ЭЦНИ-3 года, при этом учитывается специфика месторождений Азербайджана (присутствие песка и гидрогенных сульфидов свыше предельной нормы).

Причины отказов электропогружных насосов можно разделить на две  группы:

1. Повреждение одной из составляющих самих насосов;

2. Причины, не зависящие от насосов.

Повреждения составляющих насосов могут быть следующего рода: повреждение некоторой детали или узла насоса, превышение прочности изоляции в системе «трос-двигатель».

К причинам второй группы относятся: повышенное давление в скважине, нарушение технологии,  утечка в насосно - компрессорных трубах и т.д.

При остановке электропогружного  насоса необходимо определить причину  неполадки и возможность ее устранения путем ремонта. После доставки данного  насоса на ремонтную базу следует  выяснить какому виду ремонта (текущему, среднему или капитальному) он подлежит.

В отношении безотказности  ЭЦНИ все скважины можно условно разделить по содержанию химических и механических примесей на следующие категории [9]: «нормальные» (Н), «песочные» (П), «коррозионные» (К), - «коррозионно-песочные» (КП ).

Детальный анализ полученных данных показал, что, из общего числа  скважин каждой категории соответствовало  следующее число отказов ЭЦН: «Н»-392; «П»-240; «К»-168; «КП»-612 или в процентах «Н»-27,8%; «П»-17,0%; «К»-11,9%; «КП»-43,3% отказов, что согласуются результатами работы [10] .

Таблица 2

Статистические информации об отказах погружных ЭЦНИ

Интервал наработок, суm.	Число отказов в интервале наработок
	«Н»	«П»	«К»	«КП»
0-15
15-30			29	45	74
30-45			33	107	140
45-60		23	38	129	190
60-75	24	28	32	128	212
75-90	29	39	18	91	177
90-105	47	42	2	45	136
105-120	51	34	9	31	125
120-135	65	26	1	28	120
135-150	54	23	-	-	77
150-165	51	16	-	-	67
165-180	42	8	6	8	64
180-195	29	1			30
Сумма	392	240	168	612	1412

 

По результатом первичной  обработки статистических данных в таблице 2 по каждой из категорий скважин приведено количество отказов по интервалом наработок ЭЦН.

Исследованиями установлены, что минимальный срок службы в «нормальной» категории скважин соответствует интервалу до 70-75 суток, что значительно выше, чем в «коррозионных» и «коррозионно-песочных» скважинах. Однако и в «нормальной» категории скважин имеет место значительный размах колебаний сроков службы. Это  указывает на нестабильность работоспособности ЭЦН из-за влияния определенных факторов.

В таблице 3 по категориям скважин приведены значения средневзвешеенных сроков службы Т₁, средних квадратических отклонений   и коэффициентов вариации V= / Т₁.

Таблица 3

Результаты обработки  статистических данных по отказам ЭЦН

Категория скважин	Количество отказов (отработанных УЭЦН), N	Средневзвешенный срок службы ЭЦН,Т1, суm.	Среднее квадратическое отклонение, , суm.	Коэффициент вариации, V
«Н»	392	140	16,9	0,12
«П»	240	110	22,4	0,20
«К»	168	64	23,5	0,37
«КП»	612	61	10,6	0,17

Срок службы электропогружных насосных установок в большой степени зависит от конструкции основных узлов, режимов и условий эксплуатации насосов. Анализ воздействующих на работу насосных установок факторов показывает, что наиболее важными из них являются: обводненность и насыщенность продукции механическими примесями и  сероводородом, глубина спуска погружного насоса, кривизна или наклон скважины в зоне спуска насоса.

В республике эксплуатация и ремонт погружных электроцентробежных насосных установок длительное время осуществляется Бакинским  Экспериментальным Производственным Предприятием по Прокату и Ремонту Погружных Установок (БЭПП по ПРПУ) Производственного Объединения «Азнефть». Данным предприятием осуществлен ряд конструкторских разработок по повышению ресурсов некоторых деталей и узлов насосов ( рабочих колес, направляющих аппаратов, подшипников и др.) с учетом условии Апшерона. Однако, конструкции установок все еще имеют ряд недостатков, одним из  которых является недостаточный срок службы непосредственно погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН). Это объясняется, прежде всего, низкой  износостойкостью деталей и сборочных единиц насоса.

 По  данным БЭПП  по ПРПУ ПО «Азнефть» 43,6% из  общего числа всех подземных ремонтов  производится по причине отказа ЭЦН и 26,8%- по  причине отказа ПЭД. Среднеарифметическое число ремонтов, приходящееся на одну  скважину 5,0÷5,8 единиц.

Одними из основных причин низкого  значения средневзвешенного срока  службы УЭЦН (см. таблица 3) и связанного с этим большого числа подземных ремонтов скважин является высокая коррозионная активность откачиваемой жидкости и наличие в ней механических примесей.

Из-за химического воздействия  сильно обводненной продукции скважин развитие получает коррозионное разрушение деталей УЭЦН. В результате коррозии на поверхностях деталей образуются окисные пленки, которые по прочности и износостьности во многом уступают основному металлу. Поэтому при совместном  действии коррозии и износа интенсивность разрушения рабочих поверхностей деталей усиливается. Происходит переход чисто механического изнашивания в коррозионно-механическое. Особенно возрастает интенсивность процесса в случае  дополнительного воздействия механических примесей, как это имеет место при откачке продукции скважин  насосным способом. Воздействие абразивных частиц на поверхности деталей расшатывает связи в структуре металла и способствует ускорению его разрушения.

Наличие механических примесей по отдельным скважинам, оборудованным УЭЦН, колеблется в значительных пределах, начиная от следов песка в откачиваемой продукции и достигая в отдельных случаях нескольких десятков и даже соте мг/л.

Для анализа величины МРП из 279 установок ЭЦНИ выбраны 249, а из 54 установок ЭДН -43 установки.

Данные о среднем (Т_ср) и максимальном (Т_mах) межремонтном периоде в НГДУ ПО «Азнефть» и СП установок типа ЭЦНИ представлены в таблицах 4-5, а установок типа ЭДН - в таблице 6.

Необходимо прежде всего  отметить, что МРП рассматриваемых электропогружных насосов не зависит от количества обслуживаемых скважин.

Условия эксплуатации насосных установок разделяются на три  группы: тяжелые, средние и легкие в зависимости от величины среднего межремонтного периода (Т_ср) : Т_ср≤ 70 дней - тяжелые; 71≤Т_ср≤150 дней - средние и Т_ср˃150дней - легкие.

Как видно из данных, приведенные в табл.2, 3 и 4, значения Т_ср для тяжелых, средних и легких условий эксплуатации соответственно равны:

ЭЦНИ-5-40	56,6; 110; 202 дня	ЭЦНИ-6-160	60,5;  95,5; 144,3 дня
ЭЦНИ-5-80	64,5; 110; 183 дня	ЭЦНИ-6-250	66; 89; (-) дня
ЭЦНИ-5-125	60,5; 112; (-) дня	ЭЦНИ-6-350	(-);  110; (-) дня
ЭЦНИ-5-200	63; 87; (-)* дня