CC BY
151
3. ТЕХНОЛОГИИ МАШИНОСТРОЕНИЯ
3.1. МОДЕРНИЗИРОВАННЫЙ ШТАНГОВЫЙ ГЛУБИННЫЙ НАСОС «BEEOILPUMP», ПОВЫШАЮЩИЙ ЭКОНОМИЧНОСТЬ НЕФТЕДОБЫЧИ
Рыжов Евгений Васильевич, канд. техн. наук, научный руководитель проекта. Академик Академии Космонавтики им. К.Э. Циолковского. Член Экспертного совета по механизированной добыче нефти. Автор (соавтор) 52 патентов РФ и зарубежных стран. E-mail: [email protected]
Рыжов Максим Евгеньевич, генеральный директор ООО «РАМ». E-mail: [email protected]
Аннотация: Технологии нефтедобычи постоянно совершенствуются, и в своём развитии прошли путь от максимального использования естественной пластовой энергии к насосным способам. К настоящему времени производители нефтедобывающего оборудования полностью решили задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления. В статье раскрываются проблемы модернизации существующего штангового глубинного насоса, рассмотрены основные технические проблемы и предложены новые технические решения, которые успешно применены в инновационной конструкции ШГН «BeeOilPump», производства ООО «РАМ».
Ключевые слова: Штанговый глубинный насос, золотниковый клапан, укороченный плунжер, наноал-мазное хромирование, повышение нефтеотдачи.
3.1. ADVANCED SUCKER ROD PUMP «BEEOILPUMP» INCREASING ECONOMIC EFFICIENCY OF OIL PRODUCTION
Ryzhov Eugene Vasilyevich, Ph. D, Project Manager. Academician of the Russian Space Academy. Member of the Expert Council for artificial oil lifting. Author (co-author) of 52 patents of the RF and foreign countries. E-mail: [email protected]
Ryzhov Maksim Evgenyevich, Director «RAM» llc. E-mail: [email protected]
Abstract: Oil technologies are constantly evolving, and in its development have come a long way from maximum use of natural formation energy to pumping methods of oil extraction. At present oil equipment producers completely solved the problem of serial production of downhole pumping equipment while greatly enhancing the quality of manufacture. The problems of modernization of the existing sucker rod pump, the basic technical problems and new technical solutions that have been successfully applied in the innovative design of SRP «BeeOilPump», produced by «RAM» LLC, are presented in this article.
Index terms: Sucker rod pump, slide valve, short plunger, nanodiamond chromium coating, enhanced oil recovery.
Технологии нефтедобычи постоянно совершенствуются, и в своём развитии прошли путь от максимального использования естественной пластовой энергии к насосным способам.
Техническим прорывом в решении проблемы добычи «глубокой» нефти стало изобретение глубинного плунжерного насоса русским инженером Иваницким, испытанным в 1876 г. - на 19 лет раньше, чем в США.
Таким образом, началась история механизированного способа добычи нефти с применением глубинного насоса (поршневого, плунжерного), приводимого в движение колонной
штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом-станком качалкой.
В 2016г. плунжерному насосу исполняется 140 лет. Штанговая насосная добыча нефти по объему и распространённости применения занимает первое место в мире. Так, в США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин.
В настоящее время количество малодебит-ных скважин растёт. И в области небольших подач КПД электроцентробежных насосов (ЭЦН) резко падает. Кроме того, установки
ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка и солео-тложении, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.
Развитие ШГН в нефтедобывающих странах шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению установок УШГН специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.
К настоящему времени производители нефтедобывающего оборудования полностью решили задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления.
Однако, проблемы обеспечения требуемых показателей безотказности, межремонтных периодов эксплуатации и др. не решены. Частые поломки нефтедобывающего оборудования приводят к увеличению загрязнений, связанных с разливом нефти и дополнительным расходам по устранению последствий аварий. Это относится к клапанам для ШГН, в которых они выполняют главенствующую роль, и к обратным клапанам электроцентробежных насосов, где они призваны предотвращать слив скважинной жидкости из НКТ при остановках в работе насоса.
Анализ работы штанговых насосов показывает, что одним из наиболее проблемных узлов являются клапанные пары (шар и седло): негерметичными оказались 64% нагнетательных и 52% приемных клапанов. Основной причиной не герметичности явилась выработка
клапанов, и в 77% случаев отказ произошел по узлу «седло». Металлографические исследования клапанных пар показали, что у шаров наиболее часто наблюдаются язвенные поражения поверхности с распространением микротрещин, а также коррозионные повреждения в виде язв, распространяющиеся по кобальтовой основе, а главной причиной разрушения седел является растворение основной фазы и «выкрашивание» карбидных частиц.
В конструкции шаровых клапанов реализуется линейный принцип касания. И при малейшем износе металла по линии касания появляется зазор. При не герметичности клапана на 1% от его проходного сечения потери составляют ~ 700 м3/год.
Проблема обеспечения высокой наработки на отказ, увеличения межремонтного периода решена ООО «РАМ» в инновационной конструкции ШГН «ВееОПРитр», созданной благодаря неоценимой поддержке государственных институтов развития РФ «Фонда содействия развитию малых форм предприятии в научно технический сфере» под руководством Полякова С.Г. и Инфрафонда РВК под руководством Локтева А.А.
В разработанном насосе использованы новые клапанные пары вместо шаровых клапанов, которые обеспечивают увеличенную среднюю наработку на отказ (СНО) насоса, надежную герметичность, увеличенную площадь проходного сечения, меньшее гидравлическое сопротивление, повышенную износостойкость. Герметизация золотникового клапана имеет 2 контура - посадка конус-конус золотника в седло корпуса и щелевое уплотнение по головке золотника. При обратном токе флюида золотник мягко садится в седло корпуса, в отличие от шара, который обязательно при каждой посадке совершает «ритуальный танец» в виде вращения 7^8 раз, как вода в омуте. А количество таких танцев для нефтедобычи России составляет ~ 4,0 млрд. штук в год, отсюда и неизбежные потери.
Рисунок 1. Золотниковые клапаны для ШГН и УЭЦН производства ООО «РАМ» Клапанная пара с увеличенным проходным сечением и сроком службы даёт снижение нагрузки на штанги насосной установки на 15%, что существенно сокращает обрывы штанг и расходы, связанные с простоями, ремонтом и ликвидацией последствий аварий.
Площадь поперечного потоке флюида в шарово* кла па не
Площадь попереч «ого потока флюида в
Пл эщадв nanepcwom p.OTSCJ флюида * нокн
pai работой ООО РАМ*
результат. Si более нем в 2 раза > S vo'L-o нём в 2 раза > Si
Рисунок 2. Сравнение проходных сечений шаровых и золотниковых клапанов
Разработанные специалистами ООО «РАМ» плунжеры имеют меньшую длину и уплотни-тельные кольца, что значительно снижает вероятность заклинивания и обрыва плунжеров. На плунжер ШГН и уплотнительные кольца плунжера наносится сверхизносостойкое
патентованное покрытие «наноалмазный хром», что существенно увеличивает эксплуатационный срок пары цилиндр-плунжер, приводит к повышению их устойчивости к агрессивным средам и абразивному воздействию, что в свою очередь приводит к увеличению ресурса работы ШГН.
На данный момент все наши технологии апробированы в 1700 скважинах (конструкция
—t v
претерпела 3 изменения и на сегодняшний день мы выпускаем клапаны для ШГН и плунжер 4-ого поколения).
Промышленная эксплуатация проводилась в компаниях: ОАО «НК Лукойл»; ОАО «Татнефть»; ОАО «НК Роснефть»; ОАО «Газпром нефть»; ОАО «Самотлорнефтегаз»; ООО «Тат-нефтепром»; ОАО «Шешмаойл»; ООО «Норд Империал»; и др.
Интерес к инновационному ШГН проявляют нефтедобывающие компании США (Weatherford), Канады (Conn Pumps), Испании (Novargi), Зарубежнефть и др. стран, предлагая различные формы сотрудничества. Нефтесер-висному рынка США и Канады может быть весьма полезен ШГН «BeeOilPump» в первую очередь за счёт ощутимой разницы в количестве обслуживаемых ШГН по сравнению с Российским парком нефтедобывающего оборудования. Если ежедневно в России находится в эксплуатации ~ 60 000 ШГН, то на территории США и Канады их функционирует около 1 млн. штук (в 15 раз больше).
ADVANCED SUCKER ROD PUMP «BEEOILPUMP» INCREASING ENERGY EFFICIENCY OF OIL PRODUCTION
Oil technologies are constantly evolving, and in its development have come a long way from maximum use of natural formation energy to pumping methods of oil extraction.
Technical breakthrough in solving the problem of extraction of deep oil was a deep plunger well pump, invented by Ivanitskiy, a Russian engineer, and tested in 1876, nineteen years earlier than in the U.S.
Thus, the history of the mechanized method of oil extraction began with the use of a deep-well pump (piston, plunger) is driven by a column of rods, which is connected to installed on the surface of the power drive of the machine by the rocking chair.
In 2016, the plunger pump is 140. Sucker rod pumping system maintains the leading position in the world. So, in the USA this method is used in 85% of all wells (more than 470 thousand).
Currently the number of marginal wells is increasing. And in a small area of feed efficiency electric submersible pumps (ESPs) drops sharply. In addition, the installation of ESPs works badly in the conditions of corrosive environment in the sand, and scaling, in conditions of high temperature and high gas factor.
Development of SRPS in oil-producing countries followed the path of continuous improvement of the strength characteristics of the pump rods and pump-compressor pipes (tubing), increasing the precision and wear resistance of the surfaces of the plunger and cylinder pump, the modernization of its valve assemblies, increasing load capacity and power surface unit (pump Jack), improvement of the kinematics.
There was much to do in establishing and equipping of units (submersible deep pump units) with special components that ensure reliable operation of the pump at high gas concentration, the impurity of sand in the produced fluids, deposits of paraffin and the presence of corrosion-active components.
At present oil equipment producers completely solved the problem of serial production of down-hole pumping equipment while greatly enhancing the quality of manufacture.
However, the problems of ensuring the required reliability, overhaul period of operation, etc. are not solved. The frequent breakdown of oil equipment leads to an increase in contaminants associated with the oil spill and it causes additional costs to eliminate the consequences of accidents. This refers to valves for deep well pumps, in which they play a leading role, and to back valves for electrical submersible pumps, where they are to prevent the discharge of oil well fluid from tubing when the pump stops.
The analysis of work of sucker-rod pumps, showed that one of the most problematic nodes are pairs of valve (ball and seat): leaking was 64% of travelling valves and 52% of standing valves. The main reason for the leakage was the output of valves, and in 77% of cases the failure occurred on a node in the "saddle".
Metallographic tests of the valve pairs showed that balls are the most frequently observed pit corrosion of the surface spread of micro-cracks and corrosion damage, spreading over cobalt-base, and the main cause of the destruction of saddles is the dissolution of the main phase and "spalling" of carbide particles.
The principle of linear touch is applied in the design of ball valves. And at the slightest metallic wear there is a gap through line touch. If the leakage valve consists 1% from its flow section the losses amount to 700 m3/year.
«RAM» Ltd. solved the problem of providing a high MTBF and increase of overhaul period in the innovative design of SRP «BeeOilPump», created with the invaluable support of the state institutions of the Russian Federation - "Fund for Assistance to Small Innovative Enterprises in the scientific and technical sphere" led by Polyakov S.G. and RVC Infrafund led by Loktev A.A.
In the design of SRP «BeeOilPump» we used new valves instead of ball valves providing increased average time between failures (ATBF), reliable tightness, increased area of flow section, a lower hydraulic resistance, high wear resistance.
Sealing of a slide valve has two contours - fit cone-cone slide in the saddle of the body and groove seal on the back of the slide. At the reverse outflow of fluid, the slide gently sits in the seat of the body, unlike a ball, which at every landing makes a "ritual dance" in the form of rotation 7^8 times, like water in the pool. The number of such "dances" for Russian oil production amounts to ~4.0 billion units per year and consequently it causes losses. The comparison of the flow cross-sections of ball and slide valves is represented in Fig.1
The valve with the increased flow area and the service life reduces the load on rod pumping unit by 15%, greatly reducing breakages of the rods and the costs associated with downtime, repair and disaster recovery.
Fig. 1.
The plungers, developed by RAM's specialists, have a smaller length and O-rings that significantly reduces the likelihood of jamming and breakage of the plungers. The plunger of sucker rod pump and O-rings are covered with nanodia-mond chrome coating that significantly increases the service life of the pair "cylinder-plunger", resulting in improving resistance to aggressive environments and to abrasion, and extending the life of the pump.
The comparison of dynamograms of sucker rod pump with ball and slide valves is shown in Fig.2
Energy Efficiency of Rod Pumping Unit. Dynamometer Chart
well No. 1156, Udmurtneft OJSC, Qf=4 m3/day
Ball valves
0.6 1 1.S
Plunger travel, m
/ rj
(У 1.8 tons л
/ / \ //
--— .—- -
Slide valves
Plunger travel, m
Fig. 2.
Our technologies have been tested and worked in 1700 wells (the design has undergone three changes and today we produce valves for sucker rod pump and plunger of 4th generation).
The industrial operation was carried out in such companies as: Lukoil, Tatneft, Rosneft,
Gazprom Neft, Samotlorneftegas, Tatnefteprom, Sheshmaoil, Nord Imperial and others.
The increased efficiency of SRP "BeeOilPump" is shown in Fig.3.
Gain in SRP productivity during the pilot run of spool valves
3
■o
o
i_ 60% a
Q, 40%
ct
W 20% C
0%
"¡5
(9
49%
4500 4637 4423 1156 84 2847 55
Cased Hole №
132 37
Lukoil zapadnaya sibir"
Udmurtneft
KazMunayGas
Average gain in SRP productivity, using spool valves is 49%
Fig. 3.
Delivery rate of slide valves and ball valves for SRP is shown in Fig.4.
Fig. 4.
Oil Producing companies in the USA (Veda), Canada (Conn Pumps), Spain (Novargi), Za-rubezhneft and the others are interested in the advanced sucker rod pumps, and offer various forms of cooperation as well.
The SRP "BeeOilPump" may be very useful in oilfield services market of the USA and Canada because of the considerable difference in the number of sucker rod pumps compared to the Russian market of oil production equipment.
66
Every day in Russia there are only ~ 60,000 SRPs in operation, but in the United States and Canada there are about 1 million of SRPs (15 times as much).
Список литературы:
1. Новое поколение металл-алмазных гальванических покрытий на основе ультрадисперсных алмазов детонационного синтеза /В.Ю. Долматов [и ДР.] //
2. Тез. докл. междунар. конф. «Материалы и покрытия в экстремальных условиях», Кацивели, Украина, 2000. - С.64.
3. Материалы выступления фирмы «ИЖНЕФТЕПЛАСТ» на конференции «Техника и технология добычи нефти - проблемы и пути решения», Нефтеюганск, 2005.
4. Галимуллин М.Л., Абдюкова Р.Я., Зиякаев З.Н. Анализ состояния клапанных пар штанговых глубинных насосов, поступающих на капитальный ремонт //Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Тез. докл. V межвузов. науч.-метод. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- С.137.
5. Е.Д. Мокроносов, А.В. Иванов Скважинные штанговые насосы/ Нефтяное оборудование, дек. 2007г., С. 38
