ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ УЭЦН

АННОТАЦИЯ

В статье описаны основные причины возникновения осложнений при эксплуатации установок электроцентробежных насосов и приведены способы их предотвращения. А также представлены мероприятия по увеличению наработки на фонде УЭЦН, которые в данный момент применяются на территории Западной Сибири.

Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса; оптимизация УЭЦН; увеличение межремонтного периода; отказы УЭЦН

Нефтяная промышленность играет важную роль в экономике многих стран, в том числе и России. Зачастую любые изменения в цене на нефть серьезно сказываются на курсе рубля. Сейчас, в связи со сложившейся ситуацией в мире, вопрос о сокращении расходов на добычу нефти становится еще более актуальным. Предотвращение осложнений при оптимизации – это один из способов уменьшения затрат на добычу нефти.

На сегодняшний день основным способом добычи нефти в Западной Сибири является механизированный с применением установок центробежных электронасосов (УЭЦН) [3, с. 124]. Этот способ добычи наиболее высокотехнологичен, однако довольно дорогой. Поэтому крайне важно обеспечить продолжительность бесперебойной работы данной установки.

И прежде, чем начать описывать основные мероприятия по повышения наработки на фонде УЭЦН, необходимо обозначить причины отказов данной установки и перечислить осложнения, которые чаще всего возникают при эксплуатации.

Есть большое количество причин, по которым происходит выход из строя установок электроцентробежных насосов. Из них можно выделить несколько наиболее часто встречаемых: снижение изоляции кабеля до «0», снижение дебита, отсутствие подачи и неразворот УЭЦН.

К снижению сопротивления изоляции кабеля до «0» (R-0) приводят механическое повреждение, перегрев или прогорание кабеля, перегрев или брак двигателя, попадание жидкости в двигатель или в гидрозащиту.

Неразворот УЭЦН происходит, как правило, из-за большой кривизны в зоне спуска насоса, солеотложений или содержания большого количества механических примесей.

Снижение дебита, т.е. недостаточный приток жидкости из пласта, и отсутствие подачи являются следствием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), негерметичности НКТ, слома вала насоса, износа рабочих органов насоса или их засорения из-за солеотложения, АСПО, механических примесей, пропанта и пр. Недостаточный приток или отсутствии притока из пласта часто приводит к перегреву погружного электродвигателя (ПЭД).

Из вышеописанного можно сделать вывод, что к основным факторам, которые осложняют эксплуатацию подземного оборудования, относятся: высокое содержание АСПО, солей и механических примесей, сюда же стоит отнести высокую коррозийность и повышенное гидратосодержание. Все эти осложнения ведут к серьезным экономическим затратам, поэтому перед нефтедобывающими компаниями стоит задача внедрить как можно больше методов по борьбе и предотвращению данных осложнений. Рассмотрим те, которые сейчас активно применяются на территории Западной Сибири.

На парафиноопасном фонде для борьбы с АСПО используют:

1. Промывку горячей нефтью, температура которой, во избежание порчи кабеля, не должна превышать 90 °С [1, с.110];
2. Скребкование;
3. Промывку скважины при помощи гибкой трубы;
4. Прогрев НКТ электрокабелем.

Для предотвращения образования парафиновых отложений применяют различные ингибиторы, а также трубы с полимерным покрытием (ТК-70 или MPLUG).

На солеопасном фонде применяются:

1. Соляно-кислотная обработка (СКО);
2. Ингибиторные защиты Трио-Св, ПСК-89 и КСТР;
3. Низкоадгезионные УЭЦН, рабочие органы которых выполнены из жидкокристаллических полимеров (ЖКП);
4. Рабочие органы, покрытые порошковой эпоксидной краской;
5. Профилактические обработки ингибитором DESCUM;
6. Кратковременная периодическая эксплуатация (КПЭ), т.е. откачка жидкости из скважины (время работы ЭЦН) чередуется с ее накоплением в скважине (временем, когда насос стоит). Чаще всего при борьбе с солеотложением используют программу: 5 минут работает/55 минут стоит.

Для борьбы с гидратом используют промывку горячей нефтью или промывку при помощи гибкой трубы, электропрогрев НКТ, закачку метанола, хлористого кальция, пара или химического реагента СОНГИД.

Снижение влияния механических примесей на работу ЭЦН осуществляется за счет входных щелевых и скважинных фильтров, погружного сепаратора механических примесей, ступеней в износостойком исполнении (двухопорная ступень насоса).

Чтобы защитить УЭЦН от коррозии используют ингибиторы коррозии, коррозионностойкие материалы и протекторную защиту.

В скважинах с низким динамическим уровнем, слабыми приточными характеристиками или с частыми отказами по причине снижения изоляции до «0» внедряются термостойкий кабель (на 230 °С) и компаудированный ПЭД. А при эксплуатации скважин с достаточным притоком для охлаждения ПЭД, но с высоким значением КВЧ применяются насосы с пакетной системой сборки (ПСС).

Ниже приведены еще несколько мероприятий, направленные на увеличение межремонтного периода работы УЭЦН:

1. При запуске установок с номинальной производительностью до 80 м³/сут вывод на режим осуществляется на автоматическом периодическом включении (АПВ) (60 мин работает/60 минут стоит). АПВ позволяет сократить простой скважин и уменьшить транспортные расходы. Количество разрешенных АПВ по различным параметрам эксплуатации разное [2, с. 7];
2. При запуске скважин после КРС, ГРП, ЗБС вывод на режим осуществляется на частотный преобразователь (ЧП) с пониженной частотой, что обеспечивает щадящие режимы работы кабеля и двигателя [2, с. 102];
3. При запуске УЭЦН необходимо корректно отстраивать установки по ЗСП (10% от рабочей загрузки) и ТМС (P_min, T_max);
4. Ведется ежедневный контроль за работой скважин с наработкой до 120 суток, ежедневный анализ часто останавливающегося фонда (ЧОФ);
5. Необходимо незамедлительно реагировать на аварийные остановки по скважинам с наработкой до 120 суток, а также на предмет снижения дебита;
6. При составлении план-заказов на ПРС, КРС подбор подземного оборудования должен осуществляться по результатам разбора предыдущих установок из специального программного комплекса.

Все, выше перечисленные мероприятия по предотвращению осложнений и повышению межремонтного периода установки электроцентробежного насоса, являются важными и необходимыми мерами, т.к. позволяют избежать потерь из-за снижения проницаемости ПЗП или простоя скважины во время ремонта, а также ведут к существенному сокращению затрат на ПРС и ремонт или закупку нового оборудования.

Список литературы:

1. Алдакимов Ф. Ю., Дубинский Н.Р., Шамгунов Р.Н, Денисов В.Г. и др. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Справочное пособие. Книга в двух томах. Т.1 — Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. — 352 с
2. Баталов Д.А., Гауф С.С., Кострюков И. А., Ромбах Г. Я., Хохлов В.И. Памятка оператору по добыче нефти и газа. Справочное пособие. – Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 148 с.
3. Матаев Н.Н., Кулаков С.Г., Никончук С.А., Сушков В.В. и др. Диагностирование установок центробежных электронасосов без вмешательства в режим их эксплуатации //Нефтяное хозяйство. -2004. № 2. - С. 124 - 125.