Подходы к определению причин снижения надежности УЭЦН

Approaches to determining the reasons for the reduced reliability of ESP

V. MELNICHENKO, Member of the expert council for the mechanized production of oil

Приведены результаты анализа информации по отказам УЭЦН на примере одного из нефтедобывающих предприятий Западной Сибири. Соответствующий анализ выполнен на основании теории надежности, физической сущности и механизмов отказов. Собранная информация по 20 тысячам отказам УЭЦН за десятилетний период позволила провести необходимый анализ и определить основные механизмы, влекущие отказы погружного оборудования. Предложены рекомендации по наиболее эффективным направлениям и мероприятиям для увеличения надежности УЭЦН и сокращению количества отказов. Отдельно показано, что интенсивность отказов различных механизмов не является постоянной величиной, а корректируется при изменении режима работы скважин, что также необходимо учитывать при планировании и реализации программы мероприятий увеличения МРП механизированного фонда скважин.

The article presents the results of the analysis information on ESP’s failures on the example of one of the oil production company of Western Siberia. The corresponding analysis is performed on the basis of reliability theory, the physical mechanisms of failures. The information collected for 20 thousands of ESP system failures over the ten year period allowed to conduct the necessary analysis and identify the main mechanisms giving rise to failures of submersible equipment. The article provides recommendations on the most effective ways and activities to increase the reliability of ESP units and reduce the number of failures. Separately it is shown that the failure rate of the various mechanisms is not constant, but changes with change the operating mode of the wells, which also need to be considered when planning and implementing the program of activities for the MTBR increase of pumping wells.

В настоящее время механизированный способ – основной способ добычи нефти в Российской Федерации. Отличительной чертой механизированной добычи нефти последнего десятилетия является возникновение большого количества осложнений эксплуатации, связанных с вводом в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефти, а также интенсификацией добычи нефти на действующих месторождениях. Возросла доля механизированных скважин, эксплуатирующих низкопродуктивные и неоднородные коллекторы, увеличилась доля низкопроизводительных насосов, характеризующихся меньшими показателями эффективности. В разы увеличилось количество добывающих скважин, эксплуатирующихся после проведения ГРП. В результате интенсификации добычи нефти выросло количество выносимых механических примесей и содержание свободного газа на приеме насосов. Увеличились напоры насосов и их глубины спуска, в результате возросла рабочая температура узлов погружного оборудования, сформировались условия для отложения солей на рабочих органах насосов. В результате вышеуказанных изменений стало больше «осложненных» скважин, вырос часто ремонтируемый фонд, снизились показатели межремонт­ного периода (МРП) и средней наработки на отказ (СНО).
От надежности работы механизированного фонда скважин зависят многие показатели эффективности работы нефтедобывающего предприятия. Максимальные уровни добычи нефти, эксплуатационные и капитальные затраты, издержки предприятия на электроэнергию – все эти показатели являются функ­цией надежности и эффективности работы мехфонда скважин.
Для увеличения МРП, СНО механизированного фонда скважин необходимо было разработать соответствующие программы мероприятий. В условиях финансовых ограничений целевые мероприятия программ должны были обеспечить высокую эффективность их реализации. Для этого следовало проанализировать информацию по отказам погружного оборудования и выявить коренные причины и проблемы, негативно влияющие на надежность механизированных скважин. В этих целях специалистами нефтедобывающих предприятий был выполнен большой объем работ по сбору, подготовке и анализу информации о характере и причинах отказов погружного оборудования.
В данной статье приводятся результаты анализа информации по отказам УЭЦН на примере одного из нефтедобывающих предприятий Западной Сибири. Соответствующий анализ выполнен на основании теории надежности [1], физической сущности и механизмов отказов [2].
В рамках рассматриваемой работы были выделены следующие механизмы отказов, которые определяют большинство наблюдаемых отказов:
1. Засорение насоса механической примесью.
2. Износ рабочих органов насоса.
3. Отложение твердой фазы на рабочих органах насоса.
4. Отказ кабельной линии.
5. Отказ ПЭД.
6. Прочие механизмы.
Механизм отказа «Засорение механической примесью» описывает отказ ЭЦН по заклиниванию секций насоса в результате их засорения механической примесью, а также отказ по снижению либо прекращению подачи насоса в результате перекрытия проходных каналов рабочих органов насоса (рис. 1). Авторы [3] отмечают, что при повышении депрессии в период вывода скважины на режим, пуска после остановок, при эксплуатации вследствие изменившихся условий содержание механических примесей, выносимых из пласта в скважину, так и с забоя, увеличивается. При этом происходит абразивный износ трущихся поверхностей насоса. Часть механических примесей осаждается на рабочих органах погружных насосов, что нарушает нормальный режим работы погружного оборудования.

От надежности работы механизированного фонда скважин зависят многие показатели эффективности работы нефтедобывающего предприятия. Максимальные уровни добычи нефти, эксплуатационные и капитальные затраты, издержки предприятия на электроэнергию – все эти показатели являются функцией надежности и эффективности работы мехфонда скважин.

Механизм отказа «Износ насоса» описывает отказ ЭЦН из-за износа рабочих органов насоса. В результате чаще всего происходит снижение подачи насоса, может происходить и заклинивание насоса вследствие сильного, как правило, абразивного износа. На рис. 2 показаны результаты дефектации рабочих органов ЭЦН, демонтированного со скважины вследствие заклинивания и отказа насоса с наработкой 23 суток.
В практике эксплуатации скважин с УЭЦН износ ЭЦН является самой распространенной причиной отказа насоса. Износу подвержены практически все элементы ЭЦН: направляющий аппарат, рабочее колесо, антифрикционная шайба, вал, шпонка, втулка, осевая и радиальная опоры. Таким образом, износ ЭЦН является важнейшей проблемой, требующей исследования и изучения.
Твердые отложения образуются при всех способах эксплуатации скважин, но в большей степени при работе УЭЦН (рис. 3). На рабочих частях и поверхностях электронасосов образуется дисперсный плотный камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6 – 1 мм, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию и отказу погружного насоса [4]. На основании исследований модель образования твердых отложений на рабочих органах ЭЦН представляет собой процесс кристаллизации карбоната кальция из пластовой воды, адсорбцию водо- и нефтерастворимых органических соединений нефти с участием механической примеси и продуктов коррозии скважинного оборудования.
Механизм «Отказ кабельной линии» представляет собой отказ УЭЦН из-за снижения изоляции погружной кабельной линии. Данный вид отказа характеризуется оплавлением, прогаром погружного кабеля и (или) удлинителя в результате ресурсного износа кабельной линии или перегрева в результате высоких рабочих температур в интервале оплавления погружного кабеля (рис. 4).


Механизм «Отказ ПЭД» включает такие необратимые процессы, как старение и разрушение изоляции электродвигателя, нарушение герметичности гидрозащиты, повреждение элементов ПЭД (слом вала, коррозия корпуса и т.п.), другие процессы, приводящие к отказу функционирования ПЭД.
Пять описанных механизмов отказов обусловлены эксплуатационными причинами, оставшийся пункт «Прочие механизмы» связан с неэксплуатационными причинами, такими как скрытый дефект оборудования, бесконтрольная эксплуатация, некачественный монтаж, неправильный подбор УЭЦН и т.п.

Собранная информация по 20 тысячам отказам УЭЦН за десятилетний период позволила провести необходимый анализ и определить основные механизмы, влекущие отказы погружного оборудования.

Собранная информация по 20 тысячам отказам УЭЦН за десятилетний период позволила провести необходимый анализ и определить основные механизмы, влекущие отказы погружного оборудования. Для учета различий в условиях эксплуатации отказавшие скважины распределены по группам пластов, характеристики которых приведены в табл. 1.
Все рассматриваемые залежи можно разделить на три категории [5]:
1. Высокопродуктивные (группа БВ) характеризуются следующими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): пористость изменяется от 21 до 25 %, составляя в среднем 23 %, проницаемость от 100 до 1750.10-3 мкм2, средняя 363.10-3 мкм2, нефтенасыщенность изменяется от 0,68 до 0,77. Расчлененность по разрезу составляет 3 – 4. Дебиты изменяются в пределах 39 – 528 м3/сут.
2. Среднепродуктивные (группа АВ), которые имеют следующие ФЕС: пористость изменяется от 19 до 23 %, составляя в среднем 21 %, проницаемость 0,05 – 0,1 мкм2, средняя 0,074 мкм2, нефтенасыщенность 0,49 – 0,59. Данные объекты характеризуются высокой расчлененностью (5 – 7), прерывистостью и резкой фильтрационной неоднородностью как по разрезу, так и по простиранию. Текущие дебиты жидкости равномерно распределены по всем интервалам, средний дебит жидкости составляет 153 м3/сут.
3. Низкопродуктивные (группа ЮВ) – это в основном залежи юрских и ачимовских отложений. Пласты характеризуются пористостью, равной 13 – 20 %, в среднем 16 – 17 %, проницаемостью 0,001 – 0,043 мкм2, в среднем 0,02 мкм2, нефтенасыщенностью 0,48 – 0,65, в среднем 0,565. Расчлененность составляет 5 – 7. Для данных объектов большое значение приобретает как макронеоднородность, так и микронеоднородность. Часто указанные объекты отличаются хорошей коррелируемостью и выдержанностью в разрезе, но имеют очень сложную структуру порового пространства, что обусловливает низкую продуктивность скважин.

Представленные подходы к анализу информации по отказам погружного оборудования на основании теории надежности и механизмов отказов позволяют выявлять коренные причины, негативно влияющие на МРП и СНО механизированного фонда скважин, и разрабатывать высокоэффективные мероприятия по увеличению данных показателей и снижению отказов механизированных скважин в целом с учетом режимов работы скважин и их параметров и характеристик пластов.

Функция распределения текущих дебитов жидкости, даже с учетом проведенных меро­приятий по интенсификации притока (выполнен ГРП на 90 % фонда скважин), показывает, что 61,5 % скважин эксплуатируются с дебитами жидкости менее 50 м3/сут, 40 % – с дебитами менее 30 м3/сут. Содержание гидрокарбоната в пластовой воде в 3 раза превышает показатель группы БВ и в 5 раз – показатель группы АВ.
На рис. 5 приведено распределение отказов по механизмам и группам пластов. Большинство отказов УЭЦН группы АВ произошло вследствие износа рабочих органов насосов, что объясняется большим содержанием абразивных частиц в продукции скважин, преимущественно кварца. Основными механизмами отказов погружного оборудования скважин группы БВ являются износ рабочих органов насосов, отказ кабельной линии и отказ ПЭД.
Распределение механизмов отказов скважин группы ЮВ соответствует условиям эксплуатации оборудования, описанным выше. Износ насосов связан с повышенным содержанием механической примеси в продукции скважин, в т.ч. незакрепленного проппанта. Отказы кабельных линий объясняются значительной рабочей температурой узлов УЭЦН вследствие повышенной пластовой температуры, большими глубинами спуска и напоров насосов, низкими дебитами жидкости, не обеспечивающими нормальное охлаждение узлов погружного оборудования. Во многих случаях ЭЦН работают в левой зоне характеристики, что приводит к дополнительному нагреву ЭЦН, жидкости в ЭЦН, НКТ и погружного кабеля. Большие рабочие температуры ЭЦН на фоне повышенного содержания карбоната кальция в пластовой воде приводят к отказам УЭЦН вследствие солеотложения на рабочих органах ЭЦН.
Количественный анализ механизмов отказов дает первое представление о процессах, влияющих на надежность работы погружных насосов. Для проведения полноценного анализа надежности УЭЦН необходимо учесть показатель средней наработки на отказ (рис. 6). Исходя из условий эксплуатации, наименьший СНО имеют скважины пластов ЮВ. Наименьший показатель имеют механизмы отказа «солеотложение», «засорение насоса», «отказ кабельной линии» и «износ насоса».
Для выявления коренных причин отказов погружного оборудования УЭЦН помимо вышеописанного анализа дополнительно необходимо было на основании математических методов в теории надежности [1] рассмотреть показатели вероятности безотказной работы для выделенных механизмов. Данный подход по своей сущности объединяет информацию как по количеству отказов, так и по средней наработке на отказ. Интегральным показателем является величина интенсивности отказов для каждого механизма. Данный показатель показывает, какую лепту вносит каждый механизм отказа в общую наработку на отказ УЭЦН согласно зависимости:


где λi – интенсивности отказов отдельного механизма.
На рис. 7 приведены графики вероятности безотказной работы для механизмов отказов скважин с УЭЦН пластов группы АВ, а на рис. 8 представлена обобщенная информация по интенсивности отказов для всех групп пластов.
Из представленной информации следует, что наибольший вклад в снижение наработки на отказ вносят следующие механизмы отказов:
1. износ рабочих органов насосов в скважинах группы ЮВ;
2. отказ кабельной линии в скважинах группы ЮВ;
3. износ рабочих органов насосов в скважинах группы АВ;
4. солеотложение на рабочих органах насосов в скважинах группы ЮВ;
5. прочие механизмы отказов в скважинах группы ЮВ.
Результаты представленного анализа позволяют разработать наиболее эффективные мероприятия для повышения надежности механизированного фонда скважин УЭЦН. В данном случае можно рекомендовать следующие наиболее эффективные мероприятия:
1. Использование износостойких ЭЦН в скважинах группы АВ и ЮВ.
2. Использование термостойких вставок в составе кабельных линий УЭЦН в скважинах группы ЮВ.
3. Организацию ингибиторной защиты в солеотлагающем фонде скважин пластов группы ЮВ.
4. Совершенствование контроля и эффективности управления эксплуатации механизированного фонда скважин для снижения отказов по организационным причинам.
Помимо учета характеристик и параметров коллекторов и скважин для комплексного полноценного анализа надежности УЭЦН необходимо учитывать режимы работы скважин, которые можно характеризовать величиной забойного давления (pзаб). Для этих целей на заключительном этапе работы были построены зависимости интенсивностей отказов от pзаб с распределением по группам пластов и механизмам отказов.
Как видно из представленной диаграммы (рис. 9), величина λ не является постоянной величиной, а изменяется при изменении pзаб, при этом характер изменений различен для различных механизмов отказов. Интенсивность отказов по прочим механизмам ожидаемо неизменна; так, прочие отказы не связанны с эксплуатационными причинами. В свою очередь интенсивность отказов кабельной линии увеличивается по мере снижения pзаб – вследствие увеличения температуры откачиваемой жидкости из-за заглубления установки, а также увеличения напоров ЭЦН, что влечет за собой увеличение величины выделяемой УЭЦН тепловой мощности, отнесенной на 1 м3 добываемой жидкости. Изменение данных параметров приводит к увеличению рабочей температуры узлов УЭЦН, в том числе и кабельной линии. Дополнительно снижается давление на приеме насоса и увеличивается выделение СО2, что в комплексе с увеличением рабочей температуры узлов УЭЦН приводит к выпадению солей (СаСО3) на рабочих органах насосов. В результате снижения pзаб увеличивается депрессия на пласт и как следствие интенсифицируется процесс выноса механической примеси, что приводит к увеличению интенсивности отказов из-за засорения и износа насосов.
Полученные зависимости позволяют учитывать режимы работы скважин с УЭЦН при разработке целевых мероприятий, а также прогнозировать различные осложнения эксплуатации при снижении забойных давлений. Так, для скважин пластов ЮВ при увеличении депрессии на пласт в целях интенсификации добычи необходимо особое внимание обратить на мероприятия по снижению отказов кабельных линий, отказов из-за износа ЭЦН и солеотложения в насосах.
Таким образом, представленные подходы к анализу информации по отказам погружного оборудования на основании теории надежности и механизмов отказов позволяют выявлять коренные причины, негативно влияющие на МРП и СНО механизированного фонда скважин, и разрабатывать высокоэффективные мероприятия по увеличению данных показателей и снижению отказов механизированных скважин в целом с учетом режимов работы скважин и их параметров и характеристик пластов.

Выводы
1. Увеличение надежности работы механизированного фонда скважин является важным направлением для повышения эффективности производственной деятельности нефтедобывающего предприятия.
2. Эффективный анализ информации по отказам погружного оборудования позволяет разрабатывать эффективные мероприятия по увеличению МРП и СНО механизированного фонда скважин.
3. Использование теории надежности и подходов на основании анализа интенсивности механизмов отказов позволяет выполнить эффективный анализ, разработать и реализовать соответствующие мероприятия.
4. Для условий месторождений Западной Сибири наиболее негативно влияющими на надежность УЭЦН являются такие процессы, как износ погружных насосов, отказ кабельных линий и солеотложение на рабочих органах насосов. Данным направлениям необходимо уделять наибольшее внимание при реализации программ увеличения МРП и СНО механизированного фонда скважин.
5. При разработке мероприятий и прогнозировании осложнений эксплуатации УЭЦН особое внимание необходимо уделять режимам работы скважин с УЭЦН и изменению их параметров.

Литература

1. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965. 524 с.
2. Alhanati F.J.S., Zahacy T.A. and Hanson R.S. C-FER Technologies, Benchmarking ESP Run Life Accounting for Application Difference, paper presented at the 2003 Gulf Coast Section ESP Workshop held in Houston, Texas, U.S.A., 30 April – 02 May 2003.
3. Кудрявцев И.А., Кузнецов Н.П. и др. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2002. №  6. С. 62 – 64.
4. Рагулин В.В., Смолянцев Е.Ф., Михайлов А.Г. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. 2001. № 7. С. 23 – 26.
5. Чуйко А.И., Кузьмичев Н.Д., Заров А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях мегионского свода // Нефтяное хозяйство. 2002. № 7. С. 113 – 116.

References

1. Gnedenko B.V., Belyaev Ju.K., Soloviov A.D. Mathematical methods of reliability theory. M.: Nauka, 1965. P. 524.
2. Alhanati F.J.S., Zahacy T.A., Hansen R.C-FER technologies, Benchmarking of the lifetime electrophrenic accounting for application differences, paper presented at the 2003 Gulf coast section ESP workshop in Houston, Texas, USA, 30 April – 02 may 2003.
3. Kudriavtsev I.A., Kuznetsov.N.P. etc. Features of operation of ESP in the Samotlor field conditions // Oil industry. 2002. No. 6. Pp. 62 – 64.
4. Ragulin V.V., Smoliantsev E.F., Mikhailov A.G. Effect of sludge on the performance of pumping equipment on the OAO «Yuganskneftegaz» // Oilfield business. 2001. No. 7. Pp. 23 – 26.
5. Chuiko A.I., Kuz’michev N.D., Zarov A.A. The increase in oil recovery at the megion arch fields // Oil industry. 2002. No. 7. Pp. 113 – 116.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Мельниченко В.Е.

    Мельниченко В.Е.

    член экспертного совета по механизированной добыче нефти

    Просмотров статьи: 13666

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru