CC BY
2
УДК 622.276.53
DOI: 10.24412/2071-6168-2024-8-36-37
АНАЛИЗ ПРИЧИН ОТКАЗОВ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ
А.С. Галеев, Г.И. Бикбулатова, Ю.А. Болтнева, В.С. Шулин
В настоящее время одной из основных задач в области нефтедобычи является сокращение затрат за счет повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин. На месторождениях Урало -Поволжского региона эксплуатация добывающих скважин осуществляется преимущественно с помощью штанговых насосных установок (ШСНУ). В статье проведен анализ основных причин отказов ШСНУ, рассмотрены осложняющие факторы оказывающие негативное влияние на эксплуатационную надежность технологического оборудования.
Ключевые слова: штанговая скважинная насосная установка, штанговый плунжерный насос, отказы, осложненные условия.
На текущий момент большинство нефтяных месторождений Урало-Поволжского региона находятся на поздней стадии разработки. Эта стадия сопровождается множеством осложняющих факторов при добыче пластовой продукции, что в свою очередь негативно влияет на надежность технологического оборудования. Среди них выделяют рост обводненности продукции пласта, коррозионную активность и высокую вязкость поднимаемой жидкости, образование органических отложений (в основном, асфальто-смоло-парафиновых (АСПО)), кривизну ствола скважины [1]. Наличие одного или нескольких факторов может оказать решающее влияние на надежность и производительность как глубинно-насосного, так и наземного оборудования.
Наибольшее распространение получил метод добычи с применением установок скважинных штанговых насосов. Особые преимущества данного метода обеспечиваются при эксплуатации скважин с невысокими подачами продукции, характерные для многих нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. В таких условиях низкий приток нефти делает не конкурентными высокопроизводительные установки, например, электроцентробежные.
При эксплуатации фонда осложненных скважин установками штанговых скважинных насосов глубинное оборудование подвержено негативным факторам, которые вызывают сокращение межремонтного периода (МРП), снижение подачи насоса, возрастание износа оборудования, а также снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность [2]. Исследования [3], проведенные в области отказов ШСНУ при эксплуатации в осложненных условиях, показывают, что более половины отказов глубинно-насосного оборудования (ГНО) приходится на плунжерный насос и штанговую колонну (см. рис.1).
3%
■ гтм
■ отсутствие подачи обрыв штанг
■ снижение подачи □ отворот штачг
Рис. 1. Диаграмма типичного распределения причин отказов ШСНУ
Данные исследования подтверждается гистограммой по количеству ремонтов скважин, проведенных в «ПАО Татнефть» за 2022-2023 год. За этот период бригадами подземного ремонта скважин было выполнено 13171 различных ремонтов (см. рис. 2).
Как видно из гистограммы (см. рис. 2) основная доля неисправностей приходится на нарушение работы насосов (срыв подачи) и колонны штанг (обрыв и отворот), очевидно, что для заметного повышения наработки на отказ ШСНУ в целом, именно этим звеньям должно быть уделено особое внимание.
При эксплуатации штанговых скважинных насосов (ШСН) выявлено [1,2], что на частоту их ремонтов оказывает два фактора - свойства добываемой жидкости и режим эксплуатации ШСН. На рис. 3 приведена гистограмма количества отказов штанговых насосов по ПАО «Татнефть» за 2022-2023 год.
Статистические данные (см. рис. 3) показывают, что наибольшее количество отказов насосов приходится на заклинивание плунжера и не герметичность системы клапанов. В основном это происходит из-за осаждения механических примесей при остановках скважин. Такой тип отказов наиболее актуален для трубных насосов, где в подавляющем большинстве при запуске установки произойдет заклинивание плунжера из-за попадания массы песка в зазор между плунжером и цилиндром и резкого увеличения сил трения. Данная проблема характерна и для вставного насоса где из-за осаждений механических примесей не всегда получается сорвать насос с посадочного конуса [4]. Клапаны ШСН так же работают в сложных условиях, где они подвергаются одновременно механическому износу, коррозии и эрозии. В них скапливаются асфальто-смоло-парафиновые отложения и другие продукты выноса из пласта, что нарушает их герметичность и как следствие приводит к снижению подачи насоса.
36
33%
Машины, агрегаты и технологические процессы
Нарушение работы насоса Нарушение работы колонны штанг
Технологические работы [ ] 2179
| Нарушение работы колонны НКТ [ 1 1991
| Засорение, запарафинирование ГНО
ГА С
Другие работы Нарушение работы устьевой арматуры | 58 Нарушение работы центрирующих... 6
О 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 Количество ремонтов, шг
Рис. 2. Общее число отказов «ПАО Татнефть» за 2022-2023 год
Заклинивание плунжера LUCH Негерметичность системы клапанов ШСН Износ клапанных узлов ШСН Обрыв штока насоса : Обрыв плунжера ШСН
Слом или отворот клапанной клетки Износ плунжерной пары ШСН Срыв насоса из замковой опоры Н 88 Износ насоса Ц вз Отворот плунжера ШСН Q 55
О 200 400 600 800 1000 1200 '■■'СО КОЛИЧЕСТВО РЕМОНТОВ, ШТ.
Рис. 3. Отказы насосов
Исследования [5], проведенные в области ремонтов штанговых колонн, показывают, что около 70 % отказов составляют обрывы штанг по телу, 10 % - их отвороты и остальное обрывы по резьбе и муфте. Кроме того, выявлено, что на участках набора кривизны отмечается в среднем 31 % обрывов штанговых колонн, а на наклонно-прямолинейном участке 49 % от всех отказов колонн. На рис. 4 приведена гистограмма по количеству отказов колонны штанг по ПАО «Татнефть» за 2022-2023 год.
Обрыв штанги по телу
Отворот штанг Н 2ь7
Обрыв укороченной штанги 229
Обрыв штанги по резьбе Ц 201
Обрыв штанги по муфте Ц 194
Обрыв полированного штока 1
О 500 1000 1500 2000 2500
КОЛИЧЕСТВО РЕМОНТОВ. ШТ.
Рис. 4. Отказы колонн штанг
Штанговая скважинная колонна является наиболее уязвимой системой установки, и ее поломка существенно влияет на межремонтный период. Из гистограммы видно, что основными причинами отказа колонн являются отворот и обрыв. Принято считать, что отвороты штанг являются эксплуатационным отказом, вызванным технологическим нарушением бригад подземного ремонта скважин (ПРС) при свинчивании муфтового соединения. Однако при эксплуатации штанг в наклонно-направленных скважинах необходимо учитывать, что искривление профиля скважины при возвратно-поступательном движении может создавать локальные крутящие моменты, которые могут привести к отвинчиванию штанги или муфты.
Изменяющаяся нагрузка на колонны вызывает усталость, что так же может привести к обрыву. При расчетах предполагается, что во всех точках сечения штанг напряжения растяжения (или сжатия) вдоль поперечного сечения одинаковы. Однако на практике фактические значения напряжений могут превышать расчетные. На этих участках со временем происходит микроскопическое смещение металлических частиц, что постепенно приводит к образованию трещины, становящейся центром концентрации напряжения, что в совокупности с коррозионной средой приводит к обрыву через определенный промежуток времени. Поэтому при расчетах штанг необходимо учитывать коррозионный предел усталости.
Главным условием безаварийной работы штанг является их прямолинейность. Так, при стреле прогиба штанги, равной 0,5d растягивающие напряжения увеличиваются в 5 раз [5]. Практика эксплуатации насосных штанг показывает, что наиболее опасным сечением является участок штанги, расположенный на расстоянии до 400 мм от головки. Именно здесь возникает высокая концентрация напряжений, так как является переходной зоной от головки к телу. Помимо этого, необходимо учитывать и несоосность присоединительной резьбы и тела головки, возникающую при проведении монтажных или транспортных мероприятий, а также уменьшение сечения тела штанги вследствие ее износа в искривленных или наклонно направленных скважинах.
Проведенные статистические исследования показывают, что более половины отказов глубино-насосного оборудования приходится на плунжерный насос и штанговую колонну. Главными причинами отказов штанговых насосов в осложненных условиях являются не герметичность системы клапанов и заклинивание плунжера. Основным же видом отказов штанговых колонн является обрыв по телу (~ 70 %); отвороты - до 10 %; обрывы по резьбе и муфте - 20%. Особое влияние на отказы штанговых колонн оказывают испытываемые ими экстремальные нагрузки, возникающие вследствие осложненных условий эксплуатации (пространственно-искривлённый профиль скважины, высокая вязкость добываемой жидкости, отложения АСПВ, коррозионная активность среды и др.).
Список литературы
1. Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р., Топольников А.С., Азизов А.М., Комков А.Г., Ишмухаметов Б.Х. Добыча нефти штанговыми установками в осложненных условиях: монография. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. 172 с.
2. Насыров В.А., Шляпников Ю.В., Насыров А.М. Обводненность продукции скважин и влияние её на осложняющие факторы в добыче нефт // Экспозиция нефть газ 2/Н (14) апрель 2011.
3. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Донской Ю.А., Маляревский А.В. Почему рвутся штанговые колонны? РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3, 2007.
4. Власов В.В. Повышение работоспособности штанговых скважинных насосных установок путем компоновки колонны штанг усовершенствованными нагнетателями жидкости [Текст]: дисс. ... канд. техн. наук: 05.02.13: защищена 01.04.2004 / Власов Владислав Владимирович. Уфа, 2004. 120 с.
5. Султанов Б.З., Шагалеев Р.К. Обрывность штанг плунжерных скважинных насосных установок в ОАО «Татнефть» // Нефтегазовое дело. 2009. Том 7, №2. С. 68-70.
6.Пат. 1833688 СССР, МПК5 G 01 N 3/32. Способ испытаний материалов конструкций на усталость / Семенов В.В., Вассерман Н.Н., Замесов Л.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «ПермНИПИнефть» - №4872114/28; заявл. 05.10.90; опубл. 20.11.2001.
Галеев Ахметсалим Сабирович, д-р техн. наук, профессор, [email protected], Россия, Альметьевск, Альметьев-ский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»,
Бикбулатова Голия Ильдусовна, канд. техн. наук, доцент, [email protected], Россия, Альметьевск, Аль-метьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»,
Болтнева Юлия Анатольевна, старший преподаватель, [email protected], Россия, Альметьевск, Альме-тьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»,
Шулин Вячеслав Сергеевич, учебный мастер, [email protected], Россия, Альметьевск, Альметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»
ANALYSIS OF THE CAUSES OF FAILURES OF DEEP-WELL PUMPING EQUIPMENT DURING OPERATION OF WELLS WITH ROD PUMPS IN DIFFICULT CONDITIONS
A.S. Galeev, G.I. Birbulatova, Y.A. Boltneva, V. S. Shulin
Currently, one of the main tasks in the field of oil production is to reduce costs by increasing the efficiency of operation of the mechanized well stock. In the fields of the Ural-Volga region, the operation ofproduction wells is carried out mainly using rod pumping units (SSPU). The article analyzes the main causes offailures of the self-propelled pumping unit, and considers complicating factors that have a negative impact on the operational reliability of process equipment.
Key words: sucker rod well pumping unit, sucker rod plunger pump, failures, complicated conditions.
Galeev Akhmetsalim Sabirovich, doctor of technical sciences, professor, ssgaleev@mail. ru, Russia, Almetyevsk, Almetyevsk State Technological University «Higher School of Oil»,
Bikbulatova Golia Ildusovna, candidate of technical sciences, docent, bikbulatova.ngo@mail. ru, Russia, Almetyevsk, Almetyevsk State Technological University «Higher School of Oil»,
Boltneva Yulia Anatolevna, senior lecturer, boltneva1julia@mail. ru, Russia, Almetyevsk, Almetyevsk State Technological University «Higher School of Oil»,
Shulin Vyacheslav Sergeevich, teaching master, [email protected], Russia, Almetyevsk, Almetyevsk State Technological University «Higher School of Oil»
