Сравнительный анализ работы установок электроцентробежных погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения

т.е. “последовательный” или “параллельный”.

L - лабиринт

B - резервуар

P - параллельное соединение

S - последовательное соединение

В отличии от отечественных протекторов, которые имеют два торцовых уплотнения, протектора имеют три торцовых уплотнения. Резервуар (диафрагма) изготовлен из материала AFLAS, выдерживающего температуру 204?С.

Протектор LSLSL можно применять в скважинах с агрессивной средой, а также где пластовая температура достигает 140?С, но нежелательно в скважинах с большой кривизной.

Протектор BSL можно использовать в скважинах с большой кривизной, но нежелательно использовать в скважинах с агрессивной средой и пластовой температурой свыше 120?С.

В отличие от отечественных УЭЦН, где усилие, развиваемое насосом, воспринимает подшипник, расположенный в головке двигателя, в УЭЦН “REDA” эту нагрузку воспринимает упорный пошипник, расположенный в протекторе.

Датчики давления и температуры.

В отличие от отечественных УЭЦН, УЭЦН “REDA” может комплектоваться датчиком давления и температуры, с помощью которых можно постоянно контролировать изменение давления над приемом насоса, а также снимать показания температуры пластовой жидкости на уровне подвески УЭЦН. Датчики поставляются двух типов: PSI и DMT.

Кабельная линия.

Кабельная линия состоит также из удлинителя, на конце которого имеется металлическая кабельная муфта и основной длины кабеля.

Удлинитель типа KELTB-LP:

Рабочая температура: 121 - 232?С

Материал жил: Медь с покрытием из сплава.

Материал изоляции: EPDM( этилен-пропилен-диен-метилен)

Защитный материал: Свинец, поверх которого наложена лента и оплетка, усиливающие прочность конструкции.

Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.

Кабель Redalead

Рабочая температура: 203 - 232?С

Материал жил: Медь с покрытием из сплава.

Материал изоляции: EPDM( этилен-пропилен-диен-метилен)

Защитный материал: Свинец, поверх которого наложена оплетка, усиливающяя прочность конструкции.

Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.

Свинец обеспечивает оптимальную защиту изоляции от проникновения газов и жидкостей.

Второй тип кабельной линии, поставляемой фирмой “REDA”, также состоит из удлинителя типа KELTB, с металлической кабельной муфтой и основной длины кабеля типа Redalene:

Рабочая температура: 96?С

Материал жил: Медь с покрытием из сплава.

Материал изоляции: Полипропилен-этилен.

Защитный материал: Нитриловый шланг, защищенный с помощью ленты и оплетки.

Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.

Для крепления удлинителя по УЭЦН применяются специальные протектолайзеры или кожуха, которые крепятся с помощью клямс фирмы “REDA”. По НКТ кабель крепится протекторами “ Lassal ”. Конструкция данных протекторов не позволяет потянуть кабель при спуске, а также защищает кабель от мех. повреждений при СПО.

Станции управления.

Все станции управления, поставляемые фирмой “REDA”имеют модификацию MDFH. Данные станции управления комплектуются контроллерами электродвигателя типа Keltronics К889 или Keltronics K095.

Контроллер погружного электродвигателя Keltronics К889 - включает цифровой дисплей, который показывает фазные токи, установки по перегрузке и недогрузке, время оставшееся до автоматического повторного включения, а также причину последнего отключения.

К889 непрерывно контролирует токи двигателя, токи питания контрольной цепи и состояние наружных контактов, обеспечивающих отключение двигателя при неблагоприятных условиях. Автоматическое повторное включение может быть произведено в случае недогрузки по току, перерыва электроснабжения, наружной блокировки давления, перегрузке по току, нарушения токового баланса, изменения направления вращения из-за изменения фазировки.

Контроллер погружного электродвигателя Keltronics К095(КЭД) предназначен для защиты и управления электродвигателями погружных насосов. Экран “ L095 WELKOM” (ЭВ) обеспечивает обслуживающему персоналу информацию о режиме работы.

Контроллер следит за рабочими параметрами электродвигателя, электропитанием, внешними выключателями, аналоговыми измерительными приборами и командами дистанционного терминала SCADA. Он защищает насосную систему от повреждений путем отключения после обнаружения неисправностей и предотвращения запуска до тех пор, пока это не станет безопасным.

Дисплей L095 необходим для настройки контроллера К095 для работы.

4.3 Назначение и область применения УЭЦН

Установки ЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных.

Рабочая среда - пластовая жидкость: смесь нефти, попутной воды и газа.

Максимальное гидростатическое давление в зоне подвески 230атм

Максимальная плотность жидкости до1400кг/м3

Температура откачиваемой жидкости не более 90 оС Максимальная объёмная доля свободного газа на приёме насоса не более 25%

Максимальная концентрация сероводорода не более 0.01 г/л

Максимальное содержание воды не более 99%

Водородный показатель рН откачиваемой жидкости 6 - 8.5

Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0.1г/л

Насосы бывают обычного, износостойкого коррозионостойкого исполнения.

При содержании в жидкой среде механических примесей более 0.1-0.5 г/л следует использовать установки погружных центробежных электронасосов повышенной износостойкости.

При содержании сероводорода в количестве 0.01-1.25г/л установки погружных центробежных электронасосов коррозионностойкого исполнения.

4.4 Обозначение УЭЦН отечественного производства

УЭЦН в зависимости от поперечного диаметра двигателя условно делятся на 3 группы: УЭЦН5 (103мм), УЭЦН5А(117мм), УЭЦН6(123мм). Наружний диаметр УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром эксплуатационной колонны: УЭЦН5-121,7мм; УЭЦН5А- 130мм; УЭЦН6-144,3мм.

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) - ЭЦНМ5 50-1300, где

Э-привод от погружного двигателя;

Ц-центробежный;

Н-насос;

М-модульный;

5-группа насоса (условный диаметр скважины в дюймах);

50-подача, м3/сут;

1300-напор, м.

Для насосов коррозионостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Для насосов износостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «И».

Условное обозначение двигателя ПЭДУ 45(117), где

П - погружной

ЭД - электродвигатель

У - универсальный

45- мощность в кВт

117- наружний диаметр в мм

Для двухсекционных двигателей после буквы “У” добавляется буква “С”

Условное обозначение гидрозащиты:

Протектор 1Г-51, компенсатор ГД-51, где

Г - гидрозащита

Д - диафрагменная

4.5 Обозначение УЭЦН “REDA”

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) DN-440 (268 ступеней).

Серия 387, где

DN- рабочие органы из NI-RESIST (сплав железа с никилем)

440- подача в баррелях/сутки.

268 - количество рабочих ступеней.

3.87? - наружний диаметр корпуса в дюймах.

Для насосов износостойкого исполнения после величины подачи ARZ (абразивностойкий цирконий)

Условное обозначение электродвигателя 42 Л.С, 1129 Вольт, 23 Ампер, серия 456.

42- мощность в лошадиных силах.

1129 - номинальное напряжение в вольтах.

23 - номинальный ток в амперах.

4.56? - наружний диаметр корпуса в дюймах.

Условное обозначение гидрозащиты: LSLSL и BSL.

L - лабиринт

B - резервуар

P - параллельное соединение

S - последовательное соединение

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Общие сведения о заводах - изготовителях УЭЦН

Самый крупный в мире производитель УЭЦН - Альметьевский завод погружных электронасосов (АО «АЛНАС», г Альметьевск, Татарстан). 70% УЭЦН, эксплуатирующихся на нефтяных месторождениях России, изготовлены этим предприятием.

Продукция ЗАО «Новомет» - погружные модульные центробежные и ценробежно-вихревые насосы для откачки пластовой жидкости с номинальной подачей 25, 50, 80 и 125 м3/сут. Все насосы оснащены порошковыми рабочими органами, что обеспечивает более высокий КПД вследствие высокой чистоты поверхности проточных каналов и снижения вибронагруженности погружной установки из-за высокой точности заготовок рабочих колес. Центробежные насосы являются модернизацией существующих конструкций и полностью взаимозаменяемы с ними как по гидродинамическим характеристикам, так и по размерам.

Стоимость российских УЭЦН составляет порядка 110-130 тысяч руб.

Условия эксплуатации УЭЦН в разных регионах России характеризуются существенными различиями. В этой связи за основу такого анализа приняты данные, полученные на нефтяных скважинах АО «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Когалымнефтегаз», где температура в месте подвески, вынос механических примесей и осаждения солей на рабочих органах насосов приблизительно одинаковы.

Статистическая обработка данных показала, что наработка на отказ УЭЦН российского производства составляет в этом регионе 200-300 суток, в то время как наработка установок ЗАО «Новомет» в этих же скважинах-300-700 суток, а наработка УЭЦН “REDA” свыше 1000 суток.

Основной причиной отказов Российских установок является плавление полиэтиленовой изоляции кабеля и электропробой обмотки статора погружных электродвигателей (ПЭД), а, например УЭЦН “REDA” -заклинивание рабочих органов насосов солями и механическими примесями из скважинной жидкости.

Кабель УЭЦН используется в качестве подвода эл. энергии к ПЭД и состоит из основной (магистральной) и соединительной (удлинитель) длин. Кабели марок КПБК, КПБП с полиэтиленовой изоляцией, используемые в качестве основных длин кабельных линий в УЭЦН российского производства, уступают по надежности теплостойким кабелям, как западных фирм, так и теплостойким российским кабелям, например, марки КФСБ.

В то же время кабели марок КПБК, КПБП значительно дешевле кабелей как российских, так и западных производителей.

Анализ отказов ПЭД производства российских заводов с наработкой более 60 суток показал, что основной причиной этих отказов является не герметичность торцовых уплотнений гидрозащиты П-92Д и П-92ДН в процессе работы УЭЦН, в результате чего пластовая жидкость попадает в электродвигатель, что приводит к электропробою обмотки статора в верхней его части (лобовой части), в месте соединения выводных концов. Наибольшую наработку имеют УЭЦН с гидрозащитой типа 1 Г-51.

Следует подчеркнуть, что кроме достаточно высокой надежности гидрозащиты, обмотка статора ПЭД западных фирм залита специальным компаунтом, что во много раз увеличивает наработку на отказ электродвигателя.

Сами насосы Российских заводов по своей конструкции лучше приспособлены к работе в скважинах с высоким содержанием солей и механических примесей, чем насосы западных фирм, так как они имеют большее сечение проточных каналов и меньшую адгезию к осаждению солей.

Вместе с тем для повышения надежности насоса необходимо уменьшить концентрацию механических примесей и осаждения солей на его рабочих органах. Повышение надежности насоса возможно также за счет увеличения износостойкости пар трения и уменьшения адгезии солей на рабочих органах, например, за счет использования технологии порошковой металлургии. Применение порошковой втулки из материала перлитного класса ЖГр1ДЗ в паре с серым чугуном повышает износостойкость узла трения до уровня

NI-RESIST(сплав железа с никелем). Замена в этой паре чугуна, имеющего твердость 143 НВ, на более твердую (200 НВ) порошковую сталь позволяет получить пару трения, имеющую износостойкость выше, чем у пары

NI-RESIST - NI-RESIST.

Показатели надежности УЭЦН различных типов значительно отличаются друг от друга. При этом различия определяются главным образом условиями эксплуатации.

Так, УЭЦН-50 имеют наименьшую наработку по сравнению с другими типами, так как эксплуатируются на малодебитных скважинах, где велика вероятность срыва подачи откачиваемой пластовой жидкости. Наибольшую наработку имеет УЭЦН-80, эксплуатирующиеся на высокодебитных скважинах.

В то же время установки очень высокой производительности, например, УЭЦН-250 имеет значительно меньшую наработку, чем УЭЦН-80. Это можно объяснить тем, что со значительным увеличением производительности установки растет и вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости. Кроме того, в УЭЦН-250 используется два последовательно соединенных ПЭД-45, что увеличивает вероятность отказов УЭЦН.

Большое значение имеет соблюдение технологий добычи нефти и качество подготовки скважин. Иногда показатели надежности однотипных установок при сравнимых условиях эксплуатации в различных компаниях заметно различается. Так наработка ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 350 суток, а в ОАО «Нижневартовскнефтегаз»-250суток.

5.1.1 МРП (межремонтный период) - как основной показатель работы скважин, оборудованных УЭЦН

Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.

Порядок расчета межремонтного периода общего фонда действующих скважин одинаков, независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатируемого оборудования, независимо от количества скважин, как в масштабе НГДУ, объединения, так и в целом по отрасли.

МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год).

При расчете межремонтного периода скважин, так же, как и при расчете ремонтного периода любого объекта или оборудования, пользуются формулой:

 Тр

МРП = где, (5.1.)

МРП - межремонтный период работы в сутках;

ТР -суммарное время фактической (от даты запуска до остановки) эксплуатации оборудования в скважине (группе скважин), сутки;

- суммарное количество ремонтов за расчетный период времени.

5.2 Фонд скважин с УЭЦН и его характеристика

5.2.1 УЭЦН отечественного производства

До 1993 года на Приразломном месторождении работали только отечественные УЭЦН. По ним накоплен опыт использования глубинных насосов при освоении скважин после бурения, при эксплуатации безводного и обводненного фондов скважин в осложненных условиях, связанных с солеотложениями, повышенной температурой и конструкциями скважин, характеризующихся различной степенью искривления пласта.

В настоящее время на 01.01.2001г фонд нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН, отечественного производства по Приразломному месторождению составляет:

эксплуатационный фонд - 217 скважин

действующий фонд - 184 скважины

фонд, дающий продукцию - 161 скважина

простаивающий фонд - 23 скважины

бездействующий фонд - 33 скважины

В процентном отношении это выглядит следующим образом:

неработающий фонд - 25,8%

простаивающий фонд - 10,6%

бездействующий фонд - 15,2%

На 01.01.2001г. в работе 161 УЭЦН, из них

УЭЦНМ 5 125 - 2000 3 насоса

УЭЦНМ 5 80 - 1800 4 насоса

УЭЦНМ 5 80 - 2000 7 насосов

УЭЦНМ 5 50 - 1300 10 насосов

УЭЦНМ 5 50 - 1550 17 насосов

УЭЦНМ 5 50 - 1700 90 насосов

УЭЦНМ 5 50 - 2000 20 насосов

УЭЦНМ 5 20 - 1400 3 насоса

УЭЦНМ 5 20 - 1800 7 насосов

УЭЦНМ 5 125 - 2000 эксплуатируются в основном в скважинах, где производился ГРП. Глубина спуска в данных скважинах 2300-2500м, дебит от 100 до 165 м3/сутки, динамический уровень составляет от 1300…1950м.

УЭЦНМ 5 80-1800 и УЭЦНМ 5 80-2000 эксплуатируются в основном также в скважинах, где производился ГРП. Глубина спуска в данных скважинах 2000-2500м, дебит от 60 до 115 м3/сутки, динамический уровень составляет от 1200…2000м.

УЭЦНМ 5 50 с напором 1300 метров и более эксплуатируются в основном с дебитами от 30 до 60 м3/сутки, глубина спусков этих насосов 1750…2300 метров. Обводненность от 3 до 70 %. Динамический уровень составляет от 1350 м до 2000м.

Установки ЭЦНМ 20 с напором 1400 и более завода “Алнас” были использованы в скважинах с периодическим режимом работы (АПВ).

На 01.01.2001 года фонд УЭЦНМ 5 20-1400 и УЭЦНМ 5 20-1800 выглядит следующим образом:

в работе 10 УЭЦН

в неработающем фонде 20 УЭЦН.

Средняя наработка по отказавшим УЭЦН составила 49 суток, максимальная 365 суток. Средняя глубина спуска УЭЦН 20-1400 составила 1777 м, УЭЦН 20-1800 -2028 м. Скважины выводились в постоянный режим, режим работы с динамическими уровнями от 53м до 1660 м, средний динамический уровень 1025 м. Дебиты от 15 до 41 м3/сутки. В периодическом режиме эксплуатировались и эксплуатируются с АПВ-20 часов, с дебитами от 8 до 18 м3/сутки. Максимальная наработка на сегодня по работающим УЭЦН 536 суток, средняя 150 суток. В скважины Приразломного месторождения было спущено низко производительное оборудование. Увеличение глубины спуска УЭЦН не дает нормальной работы установки, нет эффекта применительно к периодическому, малодебитному фонду скважин.

5.2.2 Межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН отечественного производства за 1998 - 2000г.

Состояние фонда нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН отечественного производства по Приразломному месторождению.

на 01.01.1999год.

Эксплуатационный фонд 399 скважин

Фонд, дающий продукцию 257 скважин

Простаивающий фонд 44 скважины

Бездействующий фонд 98 скважин

На 01.01.2000г.

Эксплуатационный фонд 235 скважин

Фонд, дающий продукцию 166 скважин

Простаивающий фонд 24 скважины

Бездействующий фонд 45 скважин

На 01.01.2001г.

Эксплуатационный фонд 217 скважин

Фонд, дающий продукцию 161 скважина

Простаивающий фонд 23 скважины

Бездействующий фонд 33 скважины

Межремонтный период работы УЭЦН отечественного производства по годам выглядит следующим образом.

на 01.01.1999 г

Отработанное время за скользящий год 84251 сутки

Количество отказов за скользящий год 650 отказов

МРП за скользящий год 130 суток

на 01.01.2000 г

Отработанное время за скользящий год 74637 суток

Количество отказов за скользящий год 413 отказов

МРП за скользящий год 181 сутки

на 01.01.2001 г

Отработанное время за скользящий год 56963 суток

Количество отказов за скользящий год 363 отказа

МРП за скользящий год 157 суток

Из вышеизложенного видно, что фонд скважин, дающий продукцию, с каждым годом уменьшается, но МРП при этом не уменьшается пропорционально, а “скачет”.

Динамика изменения фонда скважин, дающих продукцию, и МРП скважин, оборудованных УЭЦН отечественного производства, изображены на рис.5.1

5.2.3 Причины отказов отечественных УЭЦН

В НГДУ «Правдинскнефть» больше половины (52%) эксплуатационного фонда и 54,7% дающего продукцию фонда скважин с УЭЦН приходится на Приразломное месторождение.

По НГДУ, включая Приобское месторождение, (левый берег) за 2000 год произошло 807 отказов УЭЦН отечественного производства, в том числе 363 или 45 % по Приразломному месторождению:

от 30 до 180 суток - 331отказ УЭЦН (91%)

свыше 180 суток - 20 отказов УЭЦН (5,5%)

свыше года - 12 отказов УЭЦН (3,5%)

Таблица 5.1. Причины отказов УЭЦН

(наработка УЭЦН учитывалась до 180 суток)

№ скважины	Причина отказа	наработка
1000	снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме недопуск УЭЦН	24 24 71
1040	снижение изоляции ПЭД негерметичность НКТ	10 80
1047	некачественный вывод на режим снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме	9 1 41
1060	негерметичность НКТ снижение изоляции кабеля	2 135
1084	снижение изоляции кабеля некачественная комплектация УЭЦН снижение изоляции ПЭД	33 31 23
1086	недоспуск УЭЦН некачественный вывод на режим механические повреждения кабеля переспуск	27 14 4 24
225	снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля механические повреждения кабеля	14 167 110
3210	снижение изоляции кабеля снижение изоляции ПЭД	7 64
3271	снижение изоляции кабеля некачественный ремонт ГЗ отложение солей	7 153 14
3272	некачественная комплектация УЭЦН снижение изоляции ПЭД	7 3
3276	механические повреждения кабеля некачественный ремонт ГЗ	13 6
3513	недостаточный приток снижение изоляции ПЭД некачественный подбор снижение изоляции кабеля отложение солей снижение изоляции кабеля	21 49 4 18 32 18
3517	снижение изоляции ПЭД механические повреждения кабеля снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля снижение изоляции ПЭД	16 98 19 22 76
3519	снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля	31 40
3521	некачественный вывод на режим конструктивный недостаток ЭЦН снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля	25 10 30 69
3563	недостаточный приток механические повреждения кабеля снижение изоляции кабеля	75 118 60
3565	снижение изоляции ПЭД повышенное содержание КВЧ брак изготовления кабельной муфты снижение изоляции кабеля	10 5 34 88
5580	недостаточный приток некачественный вывод на режим снижение изоляции кабеля	17 22 16
5582	недостаточный приток некачественная подготовка скважины снижение изоляции ПЭД	4 10 22
5639	некачественный вывод на режим снижение изоляции кабеля	2 45
5695	брак изготовления кабельной муфты недоспуск УЭЦН	62 45
5761	некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции кабеля	37 63
5764	некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД некачественный ремонт ГЗ	79 14 66
5766	недоспуск УЭЦН недостаточный приток снижение изоляции ПЭД снижение изоляции кабеля	7 62 121 1
5770	снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме механические повреждения кабеля	7 112 31
5771	механические повреждения кабеля брак изготовления кабельной муфты	15 33
5826	снижение изоляции ПЭД конструктивный недостаток ЭЦН отложение солей снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля	20 23 158 65 73
5828	некачественный ремонт ГЗ некачественный ремонт ГЗ некачественная эксплуатация в периодич. режиме отложение солей	32 3 140 4
5831	брак изготовления кабельной муфты недостаточный приток снижение изоляции кабеля	9 16 47
5885	некачественный вывод на режим некачественный вывод на режим	5 10
5886	некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД	33 69
5888	негерметичность НКТ отложение солей	9 152
5889	недостаточный приток отложение солей	71 3
5891	некачественный вывод на режим большой газовый фактор	38 69
5892	некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение изоляции кабеля	43 75
6447	недоспуск УЭЦН повышенное содержание КВЧ снижение изоляции ПЭД брак изготовления кабельной муфты превышение кривизны некачественный ремонт ГЗ	39 9 99 120 9 50
645	отложение солей снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля	59 3 1
6444	отложение солей механические повреждения кабеля механические повреждения кабеля снижение изоляции кабеля некачественный ремонт ГЗ	10 10 29 95 24
6545	отложение солей снижение изоляции ПЭД снижение изоляции кабаля	20 9 169
6546	недостаточный приток снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля	107 49 151
6547	некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции кабеля брак изготовления кабельной муфты снижение изоляции ПЭД	62 89 100 10
6548	нестабильное электроснабжение некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение изоляции кабеля	12 79 10
6549	недостаточный приток повышенное содержание КВЧ некачественный ремонт ГЗ	27 127 4
6551	повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля	55 15
657	недостаточный приток механические повреждения кабеля снижение изоляции ПЭД	59 11 50
6642	недоспуск УЭЦН недостаточный приток	8 106
6694	снижение изоляции кабеля ГТМ отложение солей	17 86 16
6695	негерметичность НКТ недостаточный приток снижение изоляции кабеля	10 35 110
685	необоснованный подъём некачественный ремонт ГЗ	7 30
686	некачественный вывод на режим механические примеси	11 112
713	снижение изоляции ПЭД отложение солей повышенное содержание КВЧ	148 21 122
716	ГТМ снижение изоляции ПЭД	25 98
717	негерметичность НКТ снижение изоляции кабеля отложение солей некачественный ремонт ГЗ	115 37 108 179
719	большой газовый фактор некачественный ремонт ГЗ механические повреждения кабеля в длине снижение изоляции кабеля	58 13 61 68
744	механические повреждения кабеля механические повреждения кабеля	7 13
772	некачественный ремонт ГЗ некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодич. режиме отложение солей	37 5 67 127
778	недостаточный приток некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции кабеля	160 30 131
8203	недостаточный приток снижение изоляции кабеля механические повреждения кабеля	149 1 61
8204	снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ	38 41 80
8210	нарушение СПО механические повреждения кабеля	1 67
827	недостаточный приток отложение солей	69 6
829	некачественный ремонт ГЗ некачественный монтаж УЭЦН конструктивный недостаток УЭЦН механические повреждения кабеля снижение изоляции кабеля	12 3 123 34 25
830	некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодич. режиме	50 153
831	некачественная эксплуатация скважин некачественная эксплуатация в периодич. режиме некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ механические примеси	9 42 45 155 103
8355	некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение изоляции ПЭД превышение кривизны	46 19 32
8359	отложение солей снижение изоляции кабеля повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля отложение солей	15 1 11 20 60
836	некачественный вывод на режим некачественная эксплуатация скважин отложение солей	20 43 90
8377	негерметичность НКТ брак изготовления кабельной муфты негерметичность НКТ снижение изоляции кабеля снижение изоляции ПЭД снижение изоляции кабеля	1 9 10 28 15 76
8381	повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля брак изготовления кабельной муфты снижение изоляции кабеля	5 7 11 27 28
858	некачественная подготовка скважины снижение изоляции кабеля отложение солей	33 11 84
860	негерметичность НКТ некачественная эксплуатация в периодич. режиме некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение изоляции ПЭД повышенное содержание КВЧ	7 60 101 42 150
882	некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение изоляции ПЭД	30 5
884	недостаточный приток конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля	90 27 40
886	негерметичность НКТ недостаточный приток некачественный вывод на режим некачественный вывод на режим некачественная эксплуатация скважин	1 74 4 5 46
888	некачественный вывод на режим некачественный вывод на режим отложение солей	5 20 97
889	некачественная эксплуатация скважин некачественное электроснабжение снижение изоляции кабеля	141 135 44
890	снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ	20 75 172
915	отложение солей повышенное содержание КВЧ превышение кривизны механические повреждения кабеля	48 65 24 62
939	некачественный вывод на режим некачественная эксплуатация скважин	4 88
941	некачественный вывод на режим некачественный ремонт ГЗ некачественный раствор глушения	9 73 4
943	недостаточный приток снижение изоляции кабеля	129 46
947	конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме некачественная эксплуатация в периодич. режиме	3 28 22 68
966	некачественный вывод на режим снижение изоляции кабеля повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля	68 33 21 64
995	конструктивный недостаток ЭЦН снижение изоляции кабеля большой газовый фактор повышенное содержание КВЧ снижение изоляции ПЭД	9 14 26 47 169
996	конструктивный недостаток ЭЦН некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодич. режиме отложение солей снижение изоляции кабеля механические повреждения кабеля	31 4 33 45 60 25
997	некачественный вывод на режим некачественный вывод на режим механические повреждения кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ механические повреждения кабеля	6 36 14 7 20 4
6451	большой газовый фактор	18
944	повышенное содержание КВЧ снижение изоляции ПЭД	59 164
6450	некачественный ремонт ГЗ повышенное содержание КВЧ	27 150
6453	недостаточный приток снижение изоляции кабеля	77 30
649	нарушение СПО отложение солей	15 28
6492	механические повреждения кабеля отложение солей снижение изоляции ПЭД	5 36 137
6493	брак изготовления кабельной муфты некачественный вывод на режим	25 2
6493	некачественная подготовка скважины снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме механические повреждения кабеля	10 5 28 48 70
6494	некачественный вывод на режим отложение солей	41 46
6496 6497	некачественный ремонт ПЭД снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля механические повреждения кабеля механические повреждения кабеля некачественный ремонт ГЗ недоспуск УЭЦН повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля	5 12 15 18 5 38 26 123 58 7 63
6498	снижение изоляции ПЭД отложение солей	68 123
6499	повышенное содержание КВЧ повышенное содержание КВЧ	24 45
651	некачественная эксплуатация скважин снижение изоляции ПЭД	71 38
654	некачественная эксплуатация скважин некачественная эксплуатация скважин снижение изоляции кабеля отложение солей повышенное содержание КВЧ механические повреждения кабеля	34 92 25 23 3 14
6541	некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение изоляции кабеля	153 7
6542	недоспуск УЭЦН некачественная эксплуатация в периодич. режиме отложение солей	20 44 11
6543	некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД снижение изоляции ПЭД повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля	13 27 123 137 74

Таблица 5.2. В %отношении причины отказов распределились следующим образом.

Причина отказа	количество отказов	%
нарушение СПО негерметичность НКТ недоспуск УЭЦН недостаточный приток некачественный ремонт ГЗ некачественный ремонт ПЭД некачественный вывод на режим некачественная комплектация УЭЦН некачественный монтаж УЭЦН некачественная подготовка скважин некачественная эксплуатация скважин необоснованный подъём нестабильное электроснабжение брак изготовления кабельной муфты большой газовый фактор ГТМ некачественный ремонт ГЗ конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля механические примеси некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодическом режиме отложение солей повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля превышение кривизны некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД	2 10 7 18 9 1 23 2 1 3 8 2 2 8 4 2 7 6 25 2 4 20 29 23 70 3 7 29	0.64 3.8 2.3 5.7 2.8 0.31 7.32 0.64 0.31 0.95 2.54 0.64 0.64 2.8 1.2 0.64 2.22 1.91 8.7 0.64 1.2 6.59 9.55 7.32 23.3 0.95 2.3 10

электроцентробежный погружной насос месторождение

Диаграмма распределения основных причин отказов УЭЦН отечественного производства за 2000 г приведена на рис.5.2

По НГДУ «ПН” на начало 2001 года 261 скважина (27,2% от эксплуатационного фонда) вошли в категорию часто ремонтируемых, в том числе 179 скважин или 68,6 % от категории часто ремонтируемых, приходится на Приразломное месторождение, что составляет 24,1% от эксплуатационного фонда скважин Приразломного месторождения.

На рисунке 5.3 изображено процентное соотношение применяемых типоразмеров УЭЦН отечественного производства.

Максимальная наработка составила 586 суток - скважина №1040/118 УЭЦН50-1000 с глубиной спуска 1600 м, выведена в режим с динамическим уровнем 860 м, дебитом 32 м3/сутки, далее в процессе эксплуатации происходил рост и динамического уровня и дебита уровень- 329-77 м. дебит -45 м3/сутки. Температура пластовая 120? С, Рпл- 222 атм. Нагнетательная скважина №1016/91 влияющая, в работе. (ГРП -18.05.93 г.) Предыдущая УЭЦН50-1300 была спущена на 1920 метров, выведена с параметрами: дин. уровень- 610 м, дебит 45 м3/сутки. Через месяц переходит в периодический режим эксплуатации с дебитом- 25 м3/с. Наработка составила 49 суток, отключена по снижению изоляции - плавление удлинителя кабеля (запуск 24.02.98 г, остановка -23.04.98 г.).

Скважина №1061/91 переведена под закачку 19.10.98 года, через месяц заморожена т. е во время эксплуатации первой УЭЦН влияние нагнетания не было, приёмистость 270-280 м3/сутки ( на сегодня ~ 150 м3/сутки).

Скважины с УЭЦН по которым наработки на отказ превышают 300 суток: 713/36 (480 сут.), 770/45 (304 суток), 890/73 (354 сут.), 943/73 (369 сут.), 3271/89 (309 сут.), 5698/32 (391 сут.), 6543/137 (312 сут.), 8207/69 (354 сут.).

Скважина №713/36: наработка 480 суток, УЭЦН5 50-1700 с износостойкими порошковыми рабочими органами ЗАО "Новомет", режим работы: дебит 54-40 м3/с, динамический уровень 1035-1435 метров, отказ произошёл по прогару сростка, остальное оборудование в норме. До износостойкого насоса скважина эксплуатировалась УЭЦН5 50-1300 с обычными чугунными рабочими колесами. Наработки на отказ (150, 122, 167 и 146 суток). По результатам разборов УЭЦН - мех. примеси в насосе, износ рабочих органов, выход из строя ПЭД, плавление удлинителя. Результат пробы на мех. примеси- 352 мг/л. Режим работы скважины с УЭЦН5 50-1300 постоянный 35-45 м3/сутки, дин. уровень 940-1076 метров. Конкретно по этой скважине увеличение наработки достигнуто за счёт внедрения УЭЦН "Новомет".

Скважина 770/45: отработала одна УЭЦН5-50-1300 в периодическом режиме 304 суток, вторая тоже в таком же режиме, только 103 суток. Обе установки были с ремонта. Дебит 20 м3/сутки, АПВ-4 часа. Далее применение УЭЦН5 20-1400 положительных результатов не дало: 4 установки имеют наработки на отказ 25, 40,91, 52 суток (в среднем 52 суток).

Анализируя работу скважин из часто ремонтируемого фонда, выявилось резкое снижение дебита по скважинам, на которых в течение небольшого периода времени делались несколько подземных ремонтов.

Например, на скважине 1114 / 21 в течение трех месяцев делали 4 ремонта, и дебит снизился с 45 до 22 м3/сут.

На скважине 256 / 104 -3 ремонта за 20 дней. Дебит скважины до отказа составлял 37 м3 / сут, а после 3 - го ремонта - 18 м3/сут.

На скважине 6125/94 - 4 ремонта за 5 месяцев, Дебит снизился с 43м3/сут до 17 м3/сут.

5.3 УЭЦН “REDA”

На Приразломном месторождении погружные электроцентробежные насосы фирмы “REDA” начали внедрять в мае 1993 года. В настоящее время на 01.01.2001г фонд нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН “REDA” по Приразломному месторождению составляет:

эксплуатационный фонд - 235 скважин

действующий фонд - 235 скважин

фонд, дающий продукцию - 233 скважины

простаивающий фонд - 2 скважины

бездействующий фонд - 0 скважин

В процентном отношении это выглядит следующим образом:

неработающий фонд - 0,85%

простаивающий фонд - 0,85%

бездействующий фонд - 0%

На 01.01.2001. года в работе 233 УЭЦН, в том числе

ДН 1750- 2 0,9%

ДН 1300- 3 1,2%

ДН 1000- 13 5,6%

ДН 800- 12 5,2%

ДН 675- 44 18,9%

ДН 610- 15 6,4%

ДН 440- 144 61,8%

% соотношение, применяемых типоразмеров УЭЦН “REDA” изображено на рис.5.4

Глубина спуска насосов составляет от 1700 до 2500 метров. ДН-1750 эксплуатируются с дебитами 155...250 м3/сутки, с динамическими уровнями 1700..2000метров, ДН-1300 эксплуатируются с дебитами 127...220 м3/сутки, с динамическими уровнями 1750...2000 метров, ДН-1000 эксплуатируются с дебитами 77...150 м3/сутки, с динамическими уровнями 1800...2100 метров,

ДН-800 с дебитами 52...120 м3/сутки, с динамическими уровнями 1850...2110 метров, ДН-675 с дебитами 42...100 м3/сутки, с динамическими уровнями 1900...2150 метров, ДН-610 с дебитами 45...100 м3/сутки, с динамическими уровнями 1900...2100 метров, ДН-440 с дебитами 17...37 м3/сутки, с динамическими уровнями 1900...2200 метров.

Температура в зоне подвески УЭЦН 90...125 градусов Цельсия. Обводненность продукции скважин 0...70%.

5.3.1 Межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН “REDA”за 1998 - 2000г.

Состояние фонда нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН “REDA”, по Приразломному месторождению.

на 01.01.1999 г.

Эксплуатационный фонд 60 скважин

Фонд, дающий продукцию 60 скважин

Простаивающий фонд 0 скважин

Бездействующий фонд 0 скважин

На 01.01.2000г.

Эксплуатационный фонд 186 скважин

Фонд, дающий продукцию 184 скважины

Простаивающий фонд 1 скважина

Бездействующий фонд 1 скважина

На 01.01.2001г.

Эксплуатационный фонд 235 скважин

Фонд, дающий продукцию 233 скважины

Простаивающий фонд 2 скважины

Бездействующий фонд 0 скважин

Межремонтный период работы УЭЦН “REDA”по годам выглядит следующим образом.

на 01.01.1999 г

Отработанное время за скользящий год 22159 суток

Количество отказов за скользящий год 27 отказов

МРП за скользящий год 821 сутки

на 01.01.2000 г

Отработанное время за скользящий год 44573 суток

Количество отказов за скользящий год 19 отказов

МРП за скользящий год 2346 суток

на 01.01.2001 г

Отработанное время за скользящий год 79741 сутки

Количество отказов за скользящий год 35 отказов

МРП за скользящий год 2278 суток

Из вышеизложенного видно, что фонд скважин, дающий продукцию, с каждым годом растет, но МРП при этом не растет пропорционально, а в прогрессирующей последовательности. Количество отказов при этом остается почти на прежнем уровне.

График зависимости фонда скважин, дающих продукцию, и МРП работы УЭЦН “REDA” изображен на Рис. 5.5.

На 1.01.2001 г. МРП работы УЭЦН, включая и отечественные, составил 343 суток, по УЭЦН "РЭДА" -2278 суток, по отечественным УЭЦН - 157 суток. Анализируя динамику фонда скважин месторождения заметим, что количество УЭЦН “REDA” постепенно растет (рисунок 5.5.), хотя МРП этих установок существенно превышает отечественные установки.

5.3.2 Причины отказов УЭЦН “REDA”

Таблица 5.3.

Причины ремонта скважин	Число отказов по конкретной причине, % от общего кол-ва	Место которое занимает отказ
Износ рабочих органов (КВЧ)	6	6
Заклинивание отложениями солей	35	1
Снижение сопротивления изоляции кабеля	9,5	4
Снижение сопротивления изоляции двигателя	4,6	7
Механические повреждения кабеля	13,3	2
Отказы по ГТМ	4,5	8
Негерметичность НКТ	11,5	3
Недостаточный приток	9	5
Брак сбивного клапана	2,2	9
Заводской брак датчика	2,2	10
Некачественный монтаж	2,2	11

Диаграмма распределения основных причин отказов УЭЦН ”REDA” изображена на рис.5.6

Краткий анализ причин отказов УЭЦН ”REDA”.

Первое место по причинам повторных ремонтов УЭЦН ”REDA” занимает заклинивание отложениями солей, что составляет 35% числа всех ремонтов. Большая чувствительность к забиванию солями установок обуславливается их конструктивными особенностями. Очевидно, рабочие колеса имеют меньший зазор и большую центробежную кривизну. Это, по-видимому, способствует и ускоряет процесс солеотложения.

Мех. повреждение кабеля можно объяснить только браком работы бригад ПРС при спускоподъемных операциях. Все отказы по этой причине - преждевременные.

Негерметичность НКТ по причине некачественной поставки трубы заводом-изготовителем.

Снижение сопротивления изоляции кабеля -в сростке кабеля (прогар), там, где был использован не освинцованный кабель REDALENE.

Снижение притока объясняется понижением пластового давления.

На шестом месте стоят отказы по причине повышенного КВЧ, но это не говорит о том, что УЭЦН REDA не боятся мех. примесей. Объясняется это тем, что такие установки ЭЦН эксплуатируются в скважинах с допустимой концентрацией мех примесей, другими словами, работают в “тепличных условиях”, т.к. стоимость установок REDA очень высока (превышает отечественные установки более чем в 5 раз).

Снижение сопротивления изоляции двигателя - эл. пробой обмотки статора из-за перегрева двигателя или попадания в полость двигателя пластовой жидкости.

Остановки по геолого-техническим мероприятиям ГТМ (перевод в ППД, под ГРП и т. д.)

Высоконапорные установки, работавшие с низкими динамическими уровнями обозначили проблему выделения газа практически в условиях пласта, что отрицательно повлияло на работу УЭЦН (кстати, что подтверждает и эксплуатация высоконапорных отечественных УЭЦН), поэтому в дальнейшем от спуска высоконапорных УЭЦН на Приразломном месторождении отказываются. Ведутся работы в настоящее время по испытанию кожухов обратного потока. О результатах испытаний говорить еще рано. Технологические службы стали шире использовать применение штуцеров.

Из выше изложенного видно, что основными причинами отказов УЭЦН "РЭДА" явились:

1. Заклинивание УЭЦН - при разборе насосов обнаружено наличие песка, солеотложения на рабочих органах насоса. Содержание мех примесей в продукции скважин составляла от 12 до 614 мг/л. Средняя глубина спуска УЭЦН в 2000 году составила 2000 метров.(1940-2300м.)

2. Негерметичность НКТ

3. Электропробой сростка кабеля с удлинителем

4.Снижение сопротивления изоляции ПЭД.

5. Отложения парафина в НКТ.

6.Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - снижение притока жидкости к скважине, в этих случаях УЭЦН останавливается "живой".

Основная причина повторных ремонтов в 2000 г мех повреждение кабеля при спуске - брак работы бригад подземного ремонта скважин.

5.3.3 Основные преимущества и недостатки УЭЦН ”REDA”

Основным преимуществом американских установок в сравнении с отечественными является устойчивость изоляционного покрытия кабеля и ПЭД к высоким температурам Приразломного месторождения.

Кабельная линия состоит из удлинителя KELTB LP (t =121є-232єC) + кабель REDALEAD (t =203є-232єС).

Удлинитель KELTB LP и кабель REDALEAD имеют свинцовый водонепроницаемый барьер, препятствующий проникновению газа и химически активных веществ, тем самым, обеспечивая исключительные эксплуатационные качества при работе в горячих, загазованных и более агрессивных скважинах.

Погружной эл. двигатель (ПЭД) имеет тепловой диапазон (121є-150єС), т. е. может работать в условиях, когда температура пластовой жидкости повышается до 150.°С при скорости движения 1м/сек.

Высокий К.П.Д газосепаратора.

Лучшая рабочая характеристика насоса.

Более надежная гидрозащита.

Высокое качество масла, заливаемого в полость двигателя и протектора.

Применение глубинных датчиков давления и температуры типа PSI или DMT, которые позволяют определять давление над приемом насоса и температуру пластовой жидкости на глубине подвески УЭЦН. Датчик установленный на основании электродвигателя может регистрировать давление от 0 до 340 атмосфер, температуру от 0до 232 градуса Цельсия.

Станции управления оборудованы специальными контроллерами типа Keltronics К889 или Keltronics К095, предназначенными для защиты и управления электродвигателями погружных насосов. Экран ”L095 WELCOME” (ЭW) обеспечивает обслуживающему персоналу информацию о режиме работы.

Основным недостатком УЭЦН американского производства является их высокая стоимость 67...201 тыс. долл. США, а стоимость ремонта насоса на порядок выше стоимости российских УЭЦН.

5.4 Анализ работы УЭЦН

5.4.1 Анализ работы скважин после ГРП

На рисунке 5.1 изображена динамика изменения МРП скважин на Приразломном месторождении.

Анализируя снижение МРП работы скважин с УЭЦН в 2000 году, одну из причин падения связывают со скважинами стимулированными ГРП. Действительно по этому фонду скважин МРП работы за год упал на 116 суток (224-108 суток), часто ремонтируемый фонд по скважинам с ГРП составлял 52%, по фонду скважин без ГРП 43%.

В 2000 году введено в эксплуатацию с УЭЦН 32 новые скважины, в т. ч с гидроразрывом пласта (ГРП) - 31 скважина.

Среднее время вывода на режим по этим скважинам составила 8 суток, (от 2 до 10 суток). Средняя наработка на отказ 66 суток (23 отказа), отработанное время 1514 суток по 2000 году, межремонтный период работы скважин 143 суток (на 1.01.2001 г. - отработанное время 3289 суток, отказы 2000 года -12 и часть скважин на начало 2000 г. в работе не учитывались).

Основная причина отказов УЭЦН - это мех. примеси (5 из 14 разобранных), также по 8 УЭЦН дополнительно по разборам насосов происходит износ рабочих органов.

По 25 скважинам первые УЭЦН вышли в постоянный режим работы.

На сегодня переведены, на эксплуатацию с УСШН 2 скважины, в ППД- 1 скважина, 1 - в ожидании перевода в ППД.

В работе на 1.01.2001 г. 18 скважин: в постоянном режиме 11 скважин с дебитами 35 -80 м3/сутки, динамическими уровнями 690 - 1500 метров; 7 скважин в периодическом режиме с АПВ 4-11 часов, с дебитами 10-22 м3/сутки. Глубина спуска УЭЦН 1640-2500 метров.

В 2000 году по 5 введённым новым скважинам с УЭЦН без ГРП получено 12 отказов, средняя наработка на отказ составила 35 суток, МРП - 62 суток Время вывода на режим составила от 3 до 18 суток, среднее время - 12 суток. Все 5 УЭЦН (первые) вышли в периодический режим с АПВ 3-4 часа, с дебитами 4-22 м3/сутки. Причины отказов: недостаточный приток- 5, заклинивание и некачественная подготовка скважины - 2.

В 2000 году по новым скважинам (с ГРП) приходится 0,72 отказа на скважину, в 1999 году по новым скважинам (без ГРП) - 2,4 отказа на скважину, т. е сокращается количество ремонтов в 3,3 раза.

В основной массе после эксплуатации ЭЦН в этих скважинах насосы требуют капитального ремонта или списываются из-за непригодности к ремонту, также выходят из строя электродвигатели. Основная причина в неправильной технологии ГРП, подбора проппанта, отсутствие фильтров.

5.4.2 Влияние отложения солей на работу УЭЦН

Анализ причин отказа УЭЦН ”REDA” показывает, что основной причиной отказов является отложение солей на рабочих органах насоса с последующим его заклиниванием рис.5.6. Размеры проходных сечений в рабочих ступенях насоса УЭЦН ”REDA” (направляющие аппараты и рабочие колеса) на много меньше, чем у УЭЦН отечественного производства, поэтому забивание их происходит гораздо быстрее. Анализ проб, взятых с рабочих органов, отказавших ЭЦН показывает, что появление соли происходит в результате разложения воды, присутствующей в пластовой жидкости, в результате ее нагрева. Повышение температуры перекачиваемой пластовой жидкости можно объяснить работой УЭЦН с низкими динамическими уровнями, а также спуском высоконапорных УЭЦН на большую глубину. Глубокая откачка приводит к резкому снижению забойного давления. При снижении забойного давления ниже давления насыщения (на Приразломном месторождении Рзаб.< 10 мПа), происходит процесс выделения паров (холодное вскипание жидкости). За счет лучших напорных характеристик насоса фирмы ”REDA”, откачка жидкости может производиться до 50 метров над приемной сеткой, а глубокая откачка, как мы знаем, может привести к чрезмерному нагреву перекачиваемой жидкости. Только этими факторами объясняется большое количество отказов УЭЦН ”REDA” по причине - солеотложение.

5.4.3 Механические примеси - как основной фактор выхода из строя УЭЦН

По Приразломному месторождению за 2000 год разобрано на "Днях качества" 750 УЭЦН, 23% отказов (163 случая ) приходится на отказы по мех примесям (см. рис.5.2.). Таких отказов с наработкой свыше 30 суток- 110.

Также, где по результатам "Дня качества" установлена иная причина отказа, результаты разборов насосов показывают износ рабочих органов, наличие мех. примесей. Поэтому эта проблема остаётся актуальной.

В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта: смолы, соли, парафин, так и механические примеси, принесённые с поверхности при ремонтах скважины или при технологических операциях

При содержании мех. примесей в откачиваемой жидкости свыше 100 мг/л в течение короткого времени полностью выходят из строя защитные втулки вала, текстолитовые шайбы, узел пяты пята, т.е в десятки раз снижается ресурс работы насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к эл. пробою обмотки статора погружного электродвигателя.

Причиной возникновения переноса частиц (мех. примесей) может быть результат работ по интенсификации притока жидкости, например гидроразрыв пласта.

Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц (КВЧ) характерны для скважин стимулированных ГРП. Основные осложняющие факторы при эксплуатации этих скважин- заклинивание ЭЦН, снижение притока в течение 1,5-2 месяцев и переход на периодический режим эксплуатации, вынос механических примесей в продукцию скважин.

По скважинам после ГРП содержание механических примесей в продукции скважин составляет от 0,0136 до 3,5%, что превышает допустимые пределы для эксплуатации ЭЦН до 300 раз.

При операциях по гидроразрыву пласта проппант входит в трещины, создаваемые при соответствующем давлении ГРП в той точке, от которой трещина начинает развиваться, проппант в жидкости гидроразрыва вносится в трещины, когда они создаются и расширяются при продолжающейся непрерывной закачке. При уменьшении давления проппант остаётся в трещинах, сохраняя отделённые поверхности горных пород в открытом положении и образуются каналы для возвратного течения пластовой жидкости по направлению к скважине.

Обратное течение проппанта - это вынос заклинивающего агента - песка в скважину вместе с углеводородной продукцией после гидроразрыва, это может уменьшить эффективность операций по гидроразрыву, т.к проппант не остаётся в трещине и может сузить или уменьшить проводимость созданных каналов для течения потока флюидов. Как сказано выше, это нежелательное явление вызывает преждевременный износ промыслового оборудования.

Необходимо обратить внимание на технологию ГРП - какой объём закачивается проппанта, (объем проппанта зависит от степени трещиноватости) пласта, такой же объём закачивается продавочной жидкости.

По 18 скважинам (67% от рассматриваемых после ГРП) содержание мех примесей в продукции скважины выше нормы. Средняя наработка на отказ по этим скважинам 66 суток. Анализ проб по 26 скважинам показывает, что вынос мех примесей происходит по скважинам с дебитами 30-90 м3/сутки, дин. уровнями 350-1400 метров, с наработками 5- 818 суток, содержание их в продукции 12-2540 мг/л.

Но, по двум скважинам (№№985, 6283) были отобраны по 2 пробы с промежутком 100 и 82 суток. Режим работы скважин за это время менялся, по скважине №6283 при снижении дебита на 9м3/сутки (после 57-48 м3/сут.) и росте динамического уровня на 102 метра содержание мех примесей в продукции скважины уменьшилось на 60 мг/л. (с 372 на 312 мг/л). Прослеживается зависимость от дебита скважины.

По скважинам №№743, 188 пробы отбирались тоже дважды, через 4 суток, режим работы скважин оставался прежним, содержание мехпримесей не изменился (40-36) и (32-36).

Содержание мех примесей в продукции скважин без ГРП тоже превышает допустимые пределы для эксплуатации УЭЦН. Возможно, это связано со снижением пластового давления. При снижении пластового давления происходит сдвиговое разрушение в породе. Это так же возможно при недостаточной плотности перфорации. Увеличение плотности перфорации уменьшит перепад давления в перфорированной зоне, а соответственно произойдет снижение выноса песка.

5.4.4 Влияние пластовой температуры на работу УЭЦН

Мы знаем, что 20% отказов УЭЦН так или иначе связаны с надежностью кабельных линий. Не будем рассматривать случаи выхода из строя кабеля из-за механических повреждений при спуске. Эти случаи связаны с организацией производства ремонта скважин. Остановимся на надежности кабеля при работе УЭЦН. Высокая пластовая температура, теплоотдача насоса, двигателя отрицательно влияют на долговечность кабельного удлинителя. Поэтому его долговечность определяется термостойкостью материала изоляции.

Двигатель (10% преждевременных отказов) также должен быть термостойким. Большинство отказов при выводе на режим УЭЦН происходят по причине перегрева двигателя. Перегрев двигателя вызван его неэффективным охлаждением (высокая температура, недостаточный приток пластовой жидкости в скважине). В результате перегрева, в полости двигателя появляется газ, который образован продуктами разложения масла. Газ ухудшает свойства масла в двигателе, вызывает отказ гидрозащиты (порыв диафрагмы)

5.4.5 Анализ отказов, связанных с «полетами» УЭЦН и методы их предупреждения

При анализе надежности УЭЦН необходимо рассмотреть также отказы, связанные с падением УЭЦН на забой скважины при работе, так называемые “полеты”. Этот вид аварий составляет не более 2% ( рис.5.2.) от общего числа отказов, но устранение их последствий приводит к большим материальным затратам.