О влиянии концентрации абразивных частиц на наработку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 на месторождениях ОАО "НК "Роснефть" Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

УДК 622.276.53

С.Б. Якимов1, e-mail: [email protected]; А.А. Шпортко2

1 Управление механизированной добычи и геолого-технических мероприятий ОАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).

2 Отдел качества электропогружного оборудования ООО «РН-ЦЭПиТР» (Тюмень, Россия).

О влиянии концентрации абразивных частиц на наработку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

В статье приводятся результаты исследований по определению зависимости наработки электроцентробежного насоса (ЭЦН) с рабочими колесами из материала нирезист тип 1 двухопорной конструкции с промежуточными радиальными подшипниками, установленными на валу через 50 см от содержания абразивных частиц в добываемой жидкости на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». При построении зависимости использовались данные по расследованию 14149 случаев отказов, произошедших за два года на фонде 6768 скважин, эксплуатирующих различные объекты разработки четырех нефтяных месторождений. Количество содержания абразивных частиц определялось в лаборатории методом изучения состава фильтрата проб добываемой жидкости. В результате анализа построены зависимости средней наработки ЭЦН и среднего процента их отказов, вызванных осевым и радиальным износом, от количества абразивных частиц. С использованием математических методов теории надежности рассчитана вероятность отказа ЭЦН с рабочими органами из материала нирезист тип 1 до 1000 суток работы. Результаты анализа будут использованы для разработки стратегии повышения эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН в ОАО «НК Роснефть» путем оптимизации подбора оборудования по классам износоустойчивости в зависимости от условий эксплуатации и для определения оптимальных областей применения технологий ограничения попадания абразивных частиц на прием насоса.

Ключевые слова: эксплуатация установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) в осложненных условиях, абразивный износ ЭЦН, причины отказов УЭЦН, материал нирезист тип 1, влияние выноса песка на ресурс работы ЭЦН, индекс агрессивности абразивных частиц.

S.B. Yakimov1, e-mail: [email protected]; A.A. Shportko2

1 Department of Mechanized Extraction and Geological and Engineering Operations of NK Rosneft JSC (Moscow, Russia).

2 Department of Quality of Electrical Downhole Equipment of RN-TsEPiTP LLC (Tyumen, Russia).

On the abrasive particle concentration influence on the running hours of electric centrifugal pumps with operating stages made of Ni-resist, type 1, at fields of NK Rosneft JSC

The article describes the results of studies on determination of the running hours dependence of an electric centrifugal pump (ECP) with impellers made of Ni-resist, type 1, of two-point design with shaft-mounted intermediate journal bearings installed in 50 cm from the point with abrasive particles in the produced fluid at fields of NK Rosneft JSC. Data on the investigation of 14,149 cases of faults within two years within the stock of 6,768 wells using different exploitation targets of four oil fields were used when plotting the dependence. Amount of abrasive particles was determined in the laboratory by means of study of the produced fluid sample filtrate composition. Dependences of the average running hours of ECP and the average rate of their faults caused by axial and radial wear on the abrasive particle amount are plotted due to the analysis. Probability of a fault of ECP with movable operating elements made of Ni-resist, type 1, is calculated using the reliability theory mathematical methods and is from 1 to 1,000 of days of operation. Analysis results will be used for development of the operation efficiency improvement strategy for wells with ECP in NK Rosneft JSC by means of optimization of equipment selection by wear resistance classes depending on the operating conditions and for determination of optimal application ranges of technologies of limitation of abrasive particle ingress at pump suction.

Keywords: operation of electric centrifugal pump unit (ECPU) under complicated conditions, ECP abrasive wear, ECPU fault causes, Ni-resist material of type 1, influence of sand production on ECP operational life, abrasive particle aggressivity index.

Механические примеси, содержащиеся в добываемой жидкости, по мнению авторов многих работ, опубликованных в российских научно-технических журналах, являются наиболее значимым фактором, влияющим на ресурс электроцентробежных погружных насосов при добыче нефти из объектов разработки, сложенных терригенными коллекторами. Однако, несмотря на многочисленные исследования и публикации, до сих пор отсутствует четкое понимание степени влияния количества и качества абразивных частиц на общую надежность оборудования. Вследствие того что российские исследователи в отличие от зарубежных коллег практически не используют методы определения количества и качества абразивных частиц в добываемой жидкости, реальные объемы выноса кварца, плагиоклаза и обломков пород на практике часто неизвестны. Не имея представления о концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости, многие исследователи за фактор, оказывающий влияние на ресурс работы ЭЦН, принимают показатель концентрации взвешенных частиц. В силу малой информативности последнего показателя как нефтегазодобывающие компании, так и производители оборудования не имеют четкого представления

0 граничных условиях применимости оборудования различных классов износоустойчивости. В настоящей статье приводятся результаты изучения влияния концентрации абразивных частиц, присутствующих в добываемой жидкости, на ресурс работы ЭЦН с рабочими ступенями из материала нирезист тип

1 (рис. 1) на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». Проведенные исследования позволили выявить области наиболее эффективного использования ЭЦН с плавающими рабочими ступенями из материала нирезист тип 1. Результаты данных исследований будут использованы при разработке мероприятий, направленных на снижение совокупных затрат на добычу жидкости путем оптимизации подбора классов износоустойчивости

ЭЦН, определения зоны оптимального применения пескозащитных устройств, а также целесообразности проведения обработок по креплению призабойной зоны скважин для снижения выноса песка.

ТЕКУЩАЯ СИТУАЦИЯ С ПОНИМАНИЕМ ВЛИЯНИЯ АБРАЗИВНЫХ ЧАСТИЦ НА РЕСУРС РАБОТЫ ЭЦН

Целью изучения зависимости наработки на отказ ЭЦН от уровня выноса механических примесей по данным фактической эксплуатации ставили

перед собой многие исследователи, однако, по мнению авторов данной статьи, большинство из них допускали две методологические ошибки. Первая обусловлена тем, что за объект исследования принимался абстрактный ЭЦН, без учета его свойств, то есть без учета материалов изготовления и конструктивных особенностей. Вместе с тем ресурс работы оборудования, работающего в условиях присутствия абразивных частиц в добываемой жидкости, в значительной мере зависит именно от конструктивных особенностей и материалов изготовления, определяющих

Ступень ЭЦН

Опоры направляющего аппарата

Радиальный промежуточный подшипник

Рабочее колесо (нирезист) с удлиненной цельнолитьевой втулкой защитной вала

Направляющий аппарат (нирезист)

Корпус радиального подшипника (нирезист)

Неподвижная втулка радиального подшипника (карбид кремния, карбид вольфрама)

Вращающаяся втулка радиального подшипника (карбид кремния, карбид вольфрама)

Опорные шайбы рабочего колеса (карбонит)

• Материал изготовления рабочих органов - Чугун коррозионно-износостойкий типа «НИРЕЗИСТ» (ЧН 16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95);

• Material of movable operating elements is corrosion and abrasion-resistant cast iron of Ni-resist type (ChN16D7GKhSh TU 26-06-1305-95);

• Рабочие органы выполнены в двухопорном исполнении (снижается нагрузка на единицу площади поверхности трения);

• Movable operating elements are of two-point design (load on a unit of friction surface is decreased);

• Удлиненные в обе стороны ступицы рабочего колеса повышают устойчивость рабочего колеса, защищают вал и уменьшают вибрацию;

• Impeller hubs elongated in both directions increase the impeller stability and protect the shaft and decrease vibrations;

• Радиальные промежуточные подшипники из твердосплавных материалов, установленные через через 50 см, обеспечивают более жесткую фиксацию вала ЭЦН относительно корпуса.

• Intermediate journal bearings made of hard-alloy materials installed in a 50 cm provide more rigid fixation of ECP shaft relative to the case.

Рис. 1. ЭЦН 3-й группы исполнения Fig. 1. ECP of group 3 design

Ссылка для цитирования (for citation):

Якимов С.Б., Шпортко А.А. О влиянии концентрации абразивных частиц на наработку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 84-98.

Yakimov S.B., Shportko A.A. On the abrasive particle concentration influence on the running hours of electric centrifugal pumps with operating stages made of Ni-resist, type 1, at fields of NK Rosneft JSC (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2016, No. 3, pp. 84-98.

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

конструкционную и эксплуатационную надежность. В качестве примера можно привести опыт широкомасштабной замены ЭЦН с рабочими ступенями (РС) из серого чугуна на ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 двухопорной конструкции с радиальными подшипниками, установленными через 50 см на месторождениях компании ТНК-ВР [1, 2]. Наработка ЭЦН на отказ в тех же условиях эксплуатации после начала использования оборудования более высокого класса абразивной устойчивости увеличилась в несколько раз. Зарубежные авторы приводят многочисленные примеры значительного увеличения ресурса работы ЭЦН при использовании насосов компрессионной сборки. Например, как описано в [3], наработка на отказ по скважинам месторождения Вафра (расположено на границе Кувейта и Саудовской Аравии), осложненных выносом песка, увеличилась с 92 до 422 суток. Со 158 до 648 суток увеличилась средняя наработка ЭЦН после начала использования насосов компрессионной сборки на сильнообводненных пе-сконесущих скважинах месторождения Оритупано-Леона (Венесуэла) [4]. Таким образом, в силу значительного влияния конструкционной надежности на ресурс работы ЭЦН исследования должны производиться для каждой отдельной группы оборудования,а не для всего парка оборудования, эксплуатируемого нефтегазодобывающей компанией. Вторая, наиболее часто допускаемая ошибка - использование показателя концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой жидкости в качестве фактора, влияющего на ресурс работы ЭЦН. Фактором, то есть причиной абразивного износа РС и других деталей ЭЦН, являются присутствующие в добываемой жидкости частицы, имеющие большую твердость, чем материалы изготовления оборудования [5]. К таким абразивным частицам относится прежде всего кварц, имеющий твердость по шкале Мооса 7, плагиоклаз, имеющий твердость 5, и обломки пород, чаще всего представленные конгломератами зерен кварца [6]. Причем в общем составе выносимых частиц доля абразивных изменяется в очень широких пределах: от полного их отсутствия до 100%-ного

содержания [6-8]. Например, среднее содержание абразивных частиц в жидкости, добываемой из пластов группы ПК на месторождениях Западной Сибири, составляет 83,4, по юрским пластам - всего 14,3%. По этой причине показатель КВЧ малоинформативен. Кроме того, на процессы износа оборудования в значительной мере влияют геометрическая форма выносимых частиц и их гранулометрический состав [5]. Однако авторы многочисленных исследований пытались установить влияние КВЧ в добываемой жидкости, а не концентрации абразивных частиц (КАЧ) на ресурс работы ЭЦН, что вносило значительную погрешность в результаты. Так, в

[9] приведена зависимость наработки ЭЦН по скважинам Самотлорского месторождения, на которых произошла авария с падением оборудования на забой, от показателя КВЧ. Автор работы

[10] демонстрирует пример успешной эксплуатации ЭЦН с новой геометрией рабочих колес и оперирует при этом показателем КВЧ, который варьировал от 64 до 883 мг/л. В [11] определены опасные диапазоны КВЧ (а не КАЧ) в добываемой жидкости на скважинах Самотлорского месторождения для ЭЦН стандартного и износоустойчивого исполнения: более 100 мг/л - для ЭЦН стандартного исполнения и 300 - для износоустойчивого. Во всех этих исследованиях нет сведений о фактическом количестве присутствующих абразивных частиц, поэтому декларируемые выводы требуют уточнения. Многие исследователи хорошо понимают некорректность использования показателя КВЧ как фактора, непосредственно влияющего на ресурс работы ЭЦН. Так, в [12] справедливо отмечено, что КВЧ, определяемая при отборе проб скважинной жидкости, слабо коррелирует с истинной КАЧ в этой жидкости. Соответственно и коэффициент корреляции между наработкой на отказ ЭЦН и КВЧ на скважинах Самотлорского месторождения составляет всего 0,1. Авторы [13] правы, называя параметр КВЧ не только неэффективным, но и вредным в силу невозможности использования для сравнения работы различных типов оборудования. Конструкторы заво-

дов-изготовителей ЭЦН понимают факторы, влияющие на работу оборудования, гораздо глубже, и по этой причине показатель КВЧ никогда ими не используется. В соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей, класс износоустойчивости, а следовательно,и расчетный ресурс работы ЭЦН определяется в зависимости от содержания в жидкости абразивных частиц с твердостью 7 по шкале Мооса, то есть от содержания кварца. Однако, по мнению авторов данной статьи, и представители заводов-изготовителей заблуждаются в оценке границ использования оборудования различных классов износоустойчивости, несколько завышая их. Еще раз подчеркнем,что как производители оборудования, так и нефтедобывающие предприятия, эксплуатирующие его, довольно редко имеют четкое представление о реальном уровне выноса абразивных частиц, определенного или лабораторным методом [6], или специальными приборами - ультразвуковыми датчиками,устанавливаемыми на устье скважин [14]. Ввиду того что многими исследователями за эквивалент количества абразивных частиц в добываемой жидкости принимается показатель КВЧ, создается иллюзия большого ресурса оборудования при эксплуатации в скважинах с выносом кварца в концентрации 200, 500 и даже 1000 мг/л. Интересен тот факт, что, например, компания General Electric рекомендует использованиеЭЦН компрессионной сборки с РС из материала нирезист тип 1 при концентрации абразивных частиц начиная с 20 мг/л [5], тогда как, согласно техническим условиям отечественных производителей, при таких условиях можно успешно эксплуатировать насосы с РС из серого чугуна. Длительный опыт эксплуатации насосов стандартного исполнения с РС из серого чугуна на Самотлорском месторождении показал полную несостоятельность последнего утверждения. ЭЦН и РС из серого чугуна одноопорной конструкции имели очень низкий ресурс работы [15] и многочисленные осложнения при эксплуатации в виде аварий с полетом оборудования на забой [1].

86

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ш ^ i i i i

Торговый <Эом «ГОРЭКС» 127576, г. МоскВа, ул. НоВгоросккая, 3. 1 Тел.: +7(495)526-65-85, e-mail: office(â)gorex-ex.ru, www.gorex-ex.ru

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЛИЯНИЯ ВЫНОСА АБРАЗИВНЫХ ЧАСТИЦ НА РЕСУРС РАБОТЫ ЭЦН

Поскольку непосредственно отказы ЭЦН всегда выделить сложно, при анализе использован показатель средней наработки установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). При изучении зависимости средней наработки на отказ УЭЦН от КАЧ, по мнению авторов статьи, необходимо было соблюсти следующие условия:

1) зависимость должна строиться от КАЧ (кварца, плагиоклаза и обломков пород) в добываемой жидкости, а не от показателя КВЧ. Учитывая то обстоятельство, что точные замеры КАЧ по многим скважинам отсутствуют, можно принять средний показатель по данному объекту разработки;

2) зависимость должна строиться отдельно для каждого класса износоустойчивости ЭЦН, то есть объектом исследования должно быть оборудование с РС из одного материала, имеющее аналогичное конструктивное исполнение;

3) зависимость должна строиться на основании статистики наработки УЭЦН по объектам разработки, имеющим один вид коррозии (углекислотную или сероводородную);

4) при построении зависимости следует по возможности использовать данные наработки УЭЦН по месторождениям или отдельным объектам разработки с минимальным влиянием косвенных факторов, таких как отложения солей, коррозии, а также из-за некачественной эксплуатации и сервисного обслуживания.

Под описанные выше условия в наибольшей степени подходили скважины с УЭЦН на части месторождений и объектов разработки, разрабатываемых до 2013 г. компанией ТНК-ВР. Во-первых, действующая в данной компании стратегия повышения эффективности эксплуатации механизированных скважин предусматривала использование в большинстве случаев ЭЦН с РС плавающего типа из материала нирезист тип 1 с радиальными промежуточными подшипниками, установленными через 50 см [1]. Фактически в большинстве случаев как на месторождениях с очень высоким выносом абразивных частиц,

так и при их отсутствии использовались аналогичные по износоустойчивости ЭЦН, что и дает возможность сравнения значений их наработки на отказ при разных условиях эксплуатации. Во-вторых, существовавшие в данной компании подходы к изучению осложняющих эксплуатацию факторов предусматривали определение на части скважин КАЧ, а также изучение содержания коррозионно-активных компонентов в добываемой жидкости. Таким образом, имеется возможность построить зависимость наработки ЭЦН не от малоинформативного показателя КВЧ, а от среднего по объекту разработки содержания абразивных частиц и даже оценить влияние их геометрии. И, наконец, для анализа можно было выделить только те месторождения и объекты разработки, по которым влияние сторонних факторов был минимальным и присутствовал только один вид коррозии - углекислотная. Ниже по тексту будут даваться сведения по индексу агрессивности частиц (AI - aggressiveness index по принятой международной терминологии). Индекс агрессивности может быть рассчитан по результатам лабораторных анализов образца песка из скважины. Это метод измерения относительной разрушающей силы образца песка, состоящей из взвешенных факторов, основанных на размере частиц,их форме, кислотной растворимости и процентном содержании кварца. Диапазон измерений составляет от 0 до 100%, более высокий показатель соответствует большей агрессивности среды [5, 6].

Рис. 2. Кристаллы галита на скважинах Верхнечонского месторождения Fig. 2. Halite crystals on wells of the Verkhnechonskoye field

ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рассмотрим кратко основные показатели эксплуатации скважин с УЭЦН за 2012-2013 гг. по отдельным месторождениям и объектам разработки, принятым для изучения зависимости влияния содержания абразивных частиц на среднюю наработку на отказ.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины Верхнечонского месторождения

Наиболее приближенные к идеальным условия для эксплуатации УЭЦН с точки зрения отсутствия осложнений в виде выноса абразивных частиц имели место на Верхнечонском нефтяном месторождении, находящемся на первой стадии разработки. Все скважины с горизонтальным участком, средний дебит жидкости - 177 м3/сут. Вследствие данных факторов скорость фильтрации жидкости в призабойной зоне невелика. Коллектор хорошо сцементирован, средняя депрессия - 5 МПа. По состоянию на конец 2013 г., операции по интенсификации притока (гидравлический разрыв пласта, кислотные обработки и т.д.) на скважинах не проводились, средняя обводненность составляла 9%. Все перечисленные факторы и параметры эксплуатации скважин способствовали очень низкому уровню выноса абразивных частиц. При средней КВЧ 78 мг/л доля кварца в пробах добываемой жидкости варьировала от 0 до 8% при его среднем содержании 2 мг/л. Факторами, наиболее серьезно осложняющими эксплуатацию ЭЦН на данном месторождении, являлись отложения парафина и солей, представленных галитами и карбонатами. Кристаллы галита ^аС1), показанные на рисунке 2, не являющиеся абразивными, постоянно забивали ЭЦН и НКТ, но легко удалялись промывкой пресной водой. Содержание С02 в добываемой жидкости составляло всего 20 мг/л, случаев коррозии подземного оборудования не было. Как видно из таблицы 1, в которой представлена структура отказов УЭЦН по анализируемым месторождениям и объектам разработки, основная доля отказов на Верхнечонском месторождении (38%) приходилась на кабель. Большая доля отказов приходится и на погружные

88

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Таблица 1. Структура отказов УЭЦН по анализируемым месторождениям и объектам разработки, % Table 1. ECPU fault structure due to analysed fields and exploitation targets, %

Причины отказов Fault causes Верхнечонское, пласт ВЧ2 Verkhnechonskoye, VCh2 formation Кальчинское, ачимовские пласты Kalchinsk, Achimov formations Самотлорское, пласты Б10 Samotlor field, B10 formations Самотлорское, пласты Б8 Samotlor field, B8 formations Самотлорское, АВ Samotlor field, AV Ван-Еганское, пласты ПК после обработки Van-Yeganskoye field, PK formations after processing Ван-Еганское, пласты ПК без обработки Van-Yeganskoye field, PK formations without processing

ЭЦН + газосепаратор ECP + gas buster 28 21 51 54 67 55 69

Засорение проходных отверстий РО Working elements bore obstruction 19 0 34 26 22 18 29

Осевой и/или радиальный износ Axial and/or radial wear 3 7 12 23 39 33 36

Слом/срез вала, муфты Shaft break/cut, coupling 3 11 4 3 2 2 3

Корпус - сквозные отверстия Case - through holes 1 4 0 1 0 0 1

Другие неисправности ЭЦН Other ECP faults 1 0 1 1 3 2 1

Погружной электродвигатель (ПЭД) + гидрозащита Downhole motor (DHM) + motor protector 21 46 19 14 12 14 10

Торцовое уплотнение - пропуск (негерметичность) Face seal - gap (leakage) 15 14 4 5 2 4 2

Корпус - сквозные отверстия Case - through holes 0 0 7 1 4 1 3

Диафрагма - порыв Diaphragm - rupture 1 29 3 3 1 4 1

Слом вала, муфты ПЭД Shaft break, DHM coupling 0 0 1 1 0 1 0

Электропробой,снижение сопротивления изоляции Electrical breakdown, insulation resistance reduction 4 0 2 1 4 3 3

Другие неисправности ПЭД Other DHM faults 1 4 1 2 1 1 1

Кабель Cable 38 32 13 15 8 19 18

Снижение сопротивления изоляции в сальниковой разделке Sealing termination insulation resistance reduction 1 0 1 1 0 0 1

Снижение сопротивления изоляции в месте сростка Splice point insulation resistance reduction 3 11 0 0 1 2 1

Основная длина - оплавление или прогар Main length - pitting or burning 6 0 3 3 2 10 9

Основная длина - механическое повреждение Main length - mechanical damage 2 7 1 1 1 3 1

Основная длина - разрушение изоляции Main length - insulation breakdown 6 4 2 2 1 0 1

Удлинитель - оплавление или прогар Extender - pitting or burning 5 4 2 2 1 1 3

Удлинитель - механическое повреждение Extender - mechanical damage 10 0 1 3 1 1 1

Удлинитель - разрушение изоляции Extender - insulation breakdown 2 0 2 2 0 0 1

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Таблица 1. Структура отказов УЭЦН по анализируемым месторождениям и объектам разработки, % Table 1. ECPU fault structure due to analysed fields and exploitation targets, %

Причины отказов Fault causes Верхнечонское, пласт ВЧ2 Verkhnechonskoye, VCh2 formation Кальчинское, ачимовские пласты Kalchinsk, Achimov formations Самотлорское, пласты Б10 Samotlor field, B10 formations Самотлорское, пласты Б8 Samotlor field, B8 formations Самотлорское, АВ Samotlor field, AV Ван-Еганское, пласты ПК после обработки Van-Yeganskoye field, PK formations after processing Ван-Еганское, пласты ПК без обработки Van-Yeganskoye field, PK formations without processing

Снижение изоляции по муфте Coupling insulation reduction 3 7 1 2 1 1 0

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) Production tubing (PT) 10 0 17 17 12 11 3

Негерметичность НКТ по резьбовым соединениям Leakages of PT through threaded connections 6 0 5 8 7 4 1

Негерметичность НКТ отверстие (трещина) по телу Leakages of PT through a body hole (a crack) 3 0 8 5 3 4 1

Авария (полет) по элементам НКТ Breakdown (fall downhole) of PT elements 1 0 2 2 1 1 1

Засорение НКТ (слабый проход) PT obstruction (low passage) 0 0 1 1 1 1 0

Негерметичность клапана спускного Blowoff valve leakage 0 0 1 1 1 0 0

Прочие неисправности НКТ Other PT faults 0 0 0 0 0 0 0

Телеметрические системы + дополнительное оборудование Telemetering system + auxiliary equipment 3 0 0 0 1 2 0

электродвигатели (ПЭД) (21%). Доля отказов ЭЦН вследствие осевого износа составляла всего 3% и была вызвана в основном длительной эксплуатацией за пределами левой допустимой границы напорной характеристики вследствие снижения притока из пласта. Средняя наработка УЭЦН при вышеописанных условиях эксплуатации составила 757 суток.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины Кальчинского месторождения

Основными объектами разработки на Кальчинском нефтяном месторождении являются хорошо сцементированные ачимовские пласты. С целью интенсификации притока почти на всех скважинах в период 2004-2011 гг. были проведены операции ГРП. На момент проведения данного анализа отказы, связанные с выносом проппанта, не наблюдались. Скважины эксплуатируются с достаточно большой депрессией 14 МПа, однако вследствие хорошей сцементированности коллектора, относительно большой средней перфо-

рированной мощности в 36 м и относительно небольшого среднего дебита скважин 87 м3/сут. вынос абразивных частиц был невысок. Средняя КВЧ составляла 90 мг/л, среднее КАЧ - 30 мг/л. Расчетный индекс агрессивности выносимых частиц составляет 55. Среднее содержание С02 в добываемой жидкости - 200 мг/л, имеют место отказы, вызванные коррозией корпуса ПЭД. Основными причинами подъема оборудования были отказы ПЭД и гидрозащиты (46%), а также кабельных линий (32%) (табл. 1). 7% отказов ЭЦН происходило из-за осевого или радиального износа РС. Средняя наработка ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 при таких условиях эксплуатации в 2013 г. составила 662 суток.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины пласта БВ10 Самотлорского месторождения

Самотлорское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки, средняя обводненность продукции скважин пласта БВ10 в 2013 г.

составила 94%. Большинство скважин наклонно-направленные, почти все подверглись операции ГРП в период 2003-2010 гг. На момент проведения анализа влияния выноса проппанта на работу УЭЦН не наблюдалось. Средняя перфорированная мощность пласта на вертикальных скважинах -11,7 м, средний дебит жидкости - 121 м3/сут. при депрессии 11,5 МПа. При средней КВЧ 156 мг/л доля абразивных частиц в пробах составляла 30%, то есть средняя КАЧ - 47 мг/л. Расчетное значение А1 равно 58. Среднее содержание СО2 в добываемой жидкости - 198 мг/л, что вызывало умеренную долю отказов погружного оборудования от коррозии. Основная доля отказов приходилась на ЭЦН и была вызвана засорением проходных отверстий солями и мехпримесями (34%). 12% отказов происходило вследствие осевого или радиального износа. Средняя наработка УЭЦН, эксплуатирующих пласт БВ10 Самотлорского месторождения, в 2013 г. составила 569 суток.

ООО «СИАД РУС»

Большая Дмитровка д. 12/1♦ стр. 1,3 этаж 107031 Москва, Россия Телефон / Факс +7 495 7213026 [email protected]

Соответствие стандарту АР1618 и нормам проектирования - это базовое условие; достижение требуемых показателей по газу - наша неизменная цель.

Именно поэтому наш компрессор обеспечивает надежную производительность. Он позволяет восстанавливать газ из СПГ в самых суровых климатических и производственных условиях, с неизменной эффективностью, исключая утечки рабочего материала в процессе ре-газификации. А компактный и эргономичный дизайн упрощают эксплуатацию и техническое обслуживание.

Сделано в Италии

www.siadmi.ru

МЛССН1Ш 1МР1АНТ1

Компрессор для Отпарного Газа: Гибкость, которой можно доверять

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Таблица 2. Типичный минералогический состав пробы мехпримесей по скважинам пластов группы АВ Самотлорского месторождения

Table 2. Typical mineral composition of a solids sample by formations wells of the Samotlor field AV group

Минералогический состав Mineral composition Содержание, % Content, %

Кварц Quartz 62

Плагиоклаз PLagiocLase 15

Гидроокислы железа Ferrum oxides 10

Обломки пород Crags

Калишпат KaLifeLdspath

Углистое вещество Carbon black 3

УЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов группы БВ8 Самотлорского месторождения

Основной продуктивный горизонт этой рассматриваемой группы - пласт БВ81-2 - сложен высокопроницаемым песчаником, что и определяет относительно большой средний дебит скважин в 287 м3/сут. Средний интервал перфорации на вертикальных скважинах и на скважинах с боковым стволом составляет всего 9,9 м, поэтому высокая скорость движения жидкости в сочетании с факторами высокой обводненности продукции и относительно большой депрессии на пласт в 11,1 МПа и является причиной выноса абразивных частиц с среднем 65 мг/л. Среднее расчетное значение А1 равно 60. Среднее содержание СО2 в до-

бываемой жидкости - 110 мг/л, случаи углекислотной коррозии погружного оборудования присутствуют, но не критичны. Основные отказы приходятся на засорение проходных отверстий насосов солями и мехпримесями (26%), а также на осевой или радиальный износ РС (23%). Средняя наработка УЭЦН в таких условиях эксплуатации составила 412 суток.

УЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов группы АВ Самотлорского месторождения

Данная группа наиболее неоднородна и включает как высокопроницаемые монолитные пласты, так и низкопроницаемые, подвергшиеся в разное время ГРП. Средний дебит скважин по жидкости -

(О <и

о. ¥

-е- S

S .9

£ " Q- га

££

о

и

70 60 50 40 30 20 10 0

0,01-0,025 0,025-0,05

0,05-0,1

Диаметр зерен, мм Grain diameter, mm

0,1-0,25

0,25-0,5

Рис. 3. Типичное распределение гранулометрического состава выносимых частиц на скважинах пластов группы АВ Самотлорского месторождения

Fig. 3. Typical distribution of the granuLometric composition of the produced particles on wells of formations of AB group of the SamotLor field

137 м3/сут. Более низкая по сравнению с описанными выше объектами разработки сцементированность коллектора и является основной причиной КАЧ в среднем 112 мг/л. Ввиду высокой доли содержания кварца в составе выносимых частиц и плохой окатанности его зерен расчетное значение А1 велико и составляет 76. Минералогический состав пробы мехпримесей типичной скважины пласта АВ1-3 Самотлорского месторождения, распределение гранулометрического состава выносимых частиц и вид фильтрата мехпримесей с 50-кратным увеличением представлены в таблице 2 и на рисунках 3 и 4 соответственно. Основные причины отказов ЭЦН - износ РС (39%) и засорение РС отложением солей или мехпримесями (22%). Содержание растворенного СО2 в добываемой жидкости составляет 212 мг/л, вследствие чего имеют место случаи коррозии корпусов ПЭД. На скважинах, эксплуатирующих пласты группы АВ, фиксируется наибольшее количество аварий с падением оборудования на забой,вызванных в основном увеличением вибрации ЭЦН вследствие абразивного износа. Средняя наработка на отказ ЭЦН по скважинам данной группы в 2013 г. составила всего 325 суток.

ЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов ПК Ван-Еганского месторождения

Для всех пластов группы ПК Ван-Еган-ского месторождения характерна очень

Рис. 4. Вид фильтрата мехпримесей по скважинам пластов группы АВ Самотлорского месторождения

Fig. 4. Solids filtrate type by wells of formations of AB group of the Samotlor field

92

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Таблица 3. Типичный минералогический состав пробы мехпримесей по скважинам пластов группы ПК Ван-Еганского месторождения

Table 3. Typical mineral composition of a solids sample by formations wells of the Van-Yeganskoye field PK group

Минералогический состав Содержание, %

Mineral composition Content, %

Кварц 55

Quartz

Обломки пород 20

Crags

Плагиоклаз 10

Pl.agiocl.ase

Гидроокислы железа 10

Ferrum oxides

Калишпат 3

Kalifeldspath

Углистое вещество

Carbon black

низкая степень сцементированности коллектора. Большинство скважин, эксплуатирующих данные пласты, вертикальные, средняя перфорированная мощность - 9 м. Средний дебит жидкости по скважинам - 83 м3/сут., средняя депрессия на пласт - всего 1,7 МПа. Несмотря на такие параметры эксплуатации, КАЧ в добываемой жидкости при проведении данного анализа принята равной 400 мг/л. Для скважин данной группы характерны залповые выбросы песка с концентрацией от 1000 до 10 000 мг/л. В работе [7] показаны результаты мониторинга КАЧ при выводе на режим ЭЦН на скважинах со сла-босцементированным коллектором. На основании приведенных данных можно сделать вывод о том, что на скважинах со слабосцементированным коллектором вследствие присутствия залповых выбросов песка среднюю КАЧ можно определить только с большой долей погрешности. Среднее распределение минералогического состава фильтрата мехпримесей по скважине пласта ПК Ван-Еганского месторождения, распределение гранулометрического состава выносимых частиц и вид фильтрата мехпримесей показаны в таблице 3 и на рисунках 5 и 6 соответственно. Значение А1 выносимых частиц наиболее высоко и составляет 86. Высокое значение А1 вызвано значительным содержанием кварца и обломков пород, представляющих, как было сказано выше, конгломераты зерен кварца, а также их плохой

окатанностью. Для скважин Ван-Еган-ского месторождения характерны частые отказы, вызванные осевым или радиальным износом ЭЦН (36%), засорением проходных отверстий солями или мехпримесями (29%). Интервал перфорации приходилось промывать почти при каждой смене оборудования. Средняя наработка ЭЦН в таких жестких условиях эксплуатации составляла всего 127 суток. В работе [17] отмечается наличие аналогичных проблем при эксплуатации УЭЦН на скважинах пластов группы ПК Барсуковского и Комсомольского месторождений. Доля отказов, связанных с осевым и радиальным износом и засорением РС песком, на этих месторождениях составляла 40%.

ЭЦН, эксплуатирующие скважины пластов ПК Ван-Еганского месторождения после операции крепления призабойной зоны

Неплохой эффект по увеличению наработки принесло применение технологий по креплению призабойной зоны: на начальном этапе - технологии «Линк» компании «Геотехнокин», в дальнейшем - более совершенной технологии Secure SC2020 компании Champion Technologies (в настоящее время вошла в компанию Master Chemicals). После проведения работ по креплению призабойной зоны на вертикальных скважинах пластов ПК значительно улучшились условия эксплуатации ЭЦН. Среднее содержание

Рис. 6. Вид фильтрата мехпримесей по скважинам пластов группы ПК Ван-Еганского месторождения

Fig. 6. Solids filtrate type by wells of formations of PK group of the Van-Yeganskoye field

60

°1 * 50 re aj 40

CL

"в" О

<u u 30

i ° *1 20 CL ru QJ i-

^ 10 0

0,01-0,025

0,025-0,05

0,05-0,1

Диаметр зерен, мм Grain diameter, mm

0,1-0,25

Рис. 5. Типичное распределение гранулометрического состава выносимых частиц на скважинах пластов группы ПК Ван-Еганского месторождения

Fig. 5. Typical distribution of the granulometric composition of the produced particles on wells of formations of PK group of the Van-Yeganskoye field

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Таблица 4. Сведения по действующему фонду скважин с УЭЦН на рассмотренных объектах разработки, по количеству рассмотренных при анализе случаев отказа ЭЦН, средней наработке на отказ и количеству анализов проб добываемой жидкости на качественный состав мехпримесей Table 4. Data on the existing stock of weLLs with ECPU at the exploitation targets under consideration according to the number of ECP faults, mean time between failures and the number of the solids qualitative composition analyses of the produced fluid samples considered within analysis

Анализируемое месторождение, объект разработки Analysed field, exploitation target Действующий фонд ЭЦН на 01.01.2014 Existing ECP stock as of 01.01.2014 Кол-во рассмотренных случаев отказов за 2 года Number of considered fauLts for 2 years Кол-во анализов проб выносимых частиц Number of produced particLe sampLe anaLyses

Верхнечонское, пласт ВЧ2 Verkhnechonskoye field, VCh2 formation 136 125 42

Кальчинское месторождение Kalchinsk field 114 119 19

Самотлорское месторождение, пласт БВ10 Samotlor field, BV10 formation 331 425 15

Самотлорское месторождение, пласты БВ81-2, БВ8-0, БВ8-3 Samotlor field, BV81-2, BV8-0, БВ8-3 formations 1058 1874 106

Самотлорское месторождение, пласты АВ1-2, АВ1-1, АВ2-3, АВ4-5 Samotlor field, AV1-2, AV1-1, AV2-3, AV4-5 formations 5068 11381 301

Ван-Еганское месторождение, пласты ПК11-ПК20 после обработки Van-Yeganskoye field, PK11-PK20 formations after processing 37 95 27

Ван-Еганское месторождение, пласты ПК11-ПК20 без обработки Van-Yeganskoye field, PK11-PK20 formations without processing 24 130 16

Итого: Total: 6768 14149 526

Самотлорское

Верхнечонское Калыгинское Самотлорское Самотлорское

пласт ВЧ1-2 ачимовские пласты группы пласты группы пласты группы

Verkhnechonskoye пласты БВ10 БВ8 АВ

field, vchl-2 Kalchinsk Samotlor field, Samotlor field,

field, Achimov B810 group BBS group

formations formation!

Ван-Егорское Ван-Егорское пасты ПК после пласты ПК без обработки" обработки* Samotlor field, Van-Yeganskoye Van-Yeganskoye AV group field, PK formations field, PK formations after processing* formations without processing*

Средняя наработка на отказ, cyr. Mean time between failures, days

-Ф- Концентрация абразивных частиц в добываемой жидкости, мг/л Abrasive particle concentration in the produced fluid, mg/l

-» Доля отказов ЭЦН из-за осевого и/или радиального износа ECP fault share due to axial and/or radial wear

Рис. 7. Сведения по средней наработке ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 с колесами плавающего типа, по среднему проценту отказов из-за возникновения осевого и радиального износа и средней концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости по рассмотренным объектам разработки различных месторождений

Fig. 7. Data on the average running hours of ECP with operating stages made of Ni-resist, type 1, with impellers of floating type according to the average rate of faults due to axiaL and radial wear and the average abrasive particLe concentration in the produced fLuid at the considered expLoitation targets of different fieLds

абразивных частиц составляло 140 мг/л. Обычно в течение 2-3 месяцев эксплуатации скважин после крепления призабойной зоны вынос абразивных частиц или вообще отсутствовал, или был относительно небольшим (до 50 мг/л). Средний дебит по скважинам данной рассмотренной группы составил 95 м3/сут. При дальнейшей эксплуатации КАЧ увеличивалась часто до значительных уровней в 200-300 мг/л, однако залповые выбросы в объемах 100010 000 мг/л уже не фиксировались. Значение А1 по скважинам с обработанной призабойной зоной - 81. Изменение условий эксплуатации отразилось и на снижении отказов по причинам засорения проходных отверстий ЭЦН солями и мехпримесями, и по радиальному и осевому износу РС (табл. 1). Средняя наработка на отказ ЭЦН на скважинах пласта ПК после проведения операций крепления составила 285 суток. В таблице 4 представлены сведения по действующему фонду скважин с УЭЦН на рассмотренных объектах разработки, по количеству рассмотренных при анализе случаев отказа ЭЦН, средней наработке на отказ и количеству анализов проб добываемой жидкости на

Трубы и детали

групп ТрубОПрОВОДОВ

теплоизолированные пенополиуретаном для подземной и надземной прокладки

Изолированные пенополиуретаном фасонные детали трубопроводов: отводы, тройники, переходы, подвижные и неподвижные опоры в полиэтиленовой оболочке, которые предназначены для подземной бесканальной прокладки (в оцинкованной оболочке для надземной прокладки).

Трубы и детали трубопроводов теплоизолированные пенополиуретаном для подземной и надземной прокладки

Виды исполнения:

' Предизолированные фасонные изделия: отводы, тройники, переходы, неподвижные опоры;

• Пенополиуретановые полускорлупы для заделки стыков трубопроводов в форме, с покрытием

и без покрытия;

• Пенополиуретановые скорлупы для теплоизоляции устьев нагнетательных скважин и блока напорной гребенки с гидрозащитным покрытием (применяется для наземного оборудования объектов системы поддержания пластового давления).

Защитный кожух (полиэтиленовая оболочка)

Предохраняет слой пенополиуретановой изоляции от воздействия влаги, механических повреждений, предотвращает диффузию пенополиуретана и обеспечивает высокую степень зашиты от коррозии. Применяются при подземной прокладке трубопроводов.

Защитная оболочка из спиральновальцованной оцинкованной стали толщиной от 0,55 до 1,5 мм

Трубы и фасонные изделия стальные с комбинированной тепловой изоляцией подземной и надземной прокладки

Трубы и фасонные изделия с системой «скин-эффект»

Применяются при строительстве надземных и подземных трубопроводов, транспортирующих высокотемпературный теплоноситель с температурой до 250 "С. Содержат слой базальтовой изоляции.

Предназначены для защиты от замерзания, стартового разогрева и поддержания температуры транспортируемого продукта. Применяются при надземной и подземной прокладки в зонах повышенной взрывоопасности и позволяют поддерживать температуру трубопровода, длиной до 30 км без сопроводительной сети.

Номенклатура диаметров: от 32 до 1020 мм

Температура эксплуатации;

• 140 °С - рабочая температура

• 150 °С — пиковая температура

Область применения:

• системы теплоснабжения;

* системы горячего водоснабжения; - транспортировка высоковязких

нефтепродуктов.

Преимущества:

■ в 9-10 раз снижает годовые затраты на эксплуатацию теплосетей;

• в 2-2,5 раза снижает тепловые потери

по сравнению с традиционными материалами;

• увеличивает срок службы трубопровода.

8-800-250-79-39

[email protected]

www.TMC-групп.рф

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Содержание абразивных частиц в добываемой жидкости, мг/л Abrasive particle content in the produced fluid, mg/l

Средняя наработка на отказ, сут. Mean time between failures, days

Процент отказов ЭЦН из-за осевого и/или радиального износа ECP fault rate due to axial and/or radial wear

- Логарифмический (Средняя наработка на отказ, сут.)

Logarithmic (mean time between failures, days)

Полиномиальный (Процент отказов ЭЦН из-за осевого и/или радиального износа) Polynomial (ECP fault rate due to axial and/or radial wear)

Рис. 8. Зависимости наработки на отказ ЭЦН и среднего процента отказов, вызванных радиальным или осевым износом, от КАЧ в добываемой жидкости

Fig. 8. Dependence of the ECP time between failures and the average rate of faults caused by radial or axial wear on the produced fluid abrasive particle concentration

качественный состав мехпримесей. Из представленных сведений видно, что анализ выполнен на фонде скважин 6768, при этом рассмотрено 14149 случаев отказов УЭЦН, произошедших в 2012-2013 гг.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА

На рисунке 7 представлены полученные по результатам анализа сведения по средней наработке ЭЦН с РС из материала нирезисттип 1 с колесами плавающего типа, по среднему проценту отказов из-за осевого и радиального износа и средней концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости по рассмотренным объектам разработки различных месторождений. Представленные сведения хорошо демонстрируют зависимость снижения средней наработки на отказ при увеличении КАЧ в добываемой жидкости и увеличении процента отказов из-за осевого и радиального износа ЭЦН. На рисунке 8 показаны зависимости наработки на отказ ЭЦН и среднего процента отказов, вызванных радиальным или осевым износом, от КАЧ в добываемой жидкости. Коэффициент корреляции для определенной логарифмической функции зависимости средней наработки на отказ ЭЦН от КАЧ равен 0,8393, для полиномиальной функции зависимости процента отказов из-за осевого и радиального износа от КАЧ - 0,919. Интересен тот факт, что доля отказов ЭЦН из-за радиального и осевого износа растет пропорционально до значений КАЧ 112 мг/л. При дальнейшем увеличении КАЧ, например, на скважинах пластов группы ПК, процент отказов из-за износа даже несколько ниже. Этот факт объясняется тем, что осевой и радиальный износ РС на уровне 35-40% приводит с снижению производительности оборудования на 10-20%, после чего для снижения риска аварии УЭЦН останавливают. Таким образом, например, по пластам группы ПК при КАЧ 400 мг/л износ в 36,1% наступает за время эксплуатации всего 127 суток. К тому же на слабосцемен-тированных пластах часто происходят залповые выбросы песка, поэтому увеличивается количество случаев отка-

за из-за засорения РС ЭЦН. По этой причине применение ЭЦН с высокой абразивной стойкостью на скважинах, характеризующихся залповыми выбросами песка, не всегда целесообразно. После проведения обработки по креплению призабойной зоны слабосце-ментированных пластов ПК, напротив, создаются условия применения насо-

сов повышенной износоустойчивости, показывающих эффективность ввиду снижения случаев залпового выброса песка.

На рисунке 9 представлена расчетная вероятность отказа ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 до 1000 сут. работы от КАЧ, определенная по методике, описанной в [16]. Данная

0,8

Концентрация абразивных частиц, мг/л Abrasive particle concentration, mg/l

Рис. 9. Расчетная вероятность отказа ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 до 1000 суток работы от КАЧ

Fig. 9. Estimated probability of a fault of ECP with operating stages made of Ni-resist, type 1, from 1 to 1,000 days due to the abrasive particle concentration

96

№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

о +

О 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Концентрация абразивных частиц, мг/л Abrasive particle concentration, mg/l

• Верхнеченское месторождение (Verkhnechonskoye field)

• Кальчинское месторождение (Kalchinsk field)

^ Самотлорское месторождение, пласт Б10 (Samotlor field, B10 formation) ■ф Самотлорское месторождение, пласты 58 (Samotlor field, B8 formation)

• Самотлорское месторождение, пласты AB (Samotlor field, AV formations)

• Ван-Еганское месторождение, пласты ПК после обработки призабойной зоны (Van-Yeganskoye field, РК formations after processing by the bottom-hole

area sampler attachment)

• Ван-Еганское месторождение, пласты ПК (Van-Yeganskoye field, PK formations without processing)

Рис. 10. Зависимость изменения наработки ЭЦН (показатель отражается размером шара, значение написано снизу) от индекса агрессивности частиц (значение показано в центре шаров) и концентрации абразивных частиц

Fig. 10. Dependence of changes of ECP running hours (the indicator is shown by the sphere size, the value is stated below) on the particle aggressivity index (the value is shown in the sphere center) and the abrasive particle concentration

расчетная вероятность отказа обрат-на вероятности безотказной работы системы УЭЦН в заданных условиях и с заданной конструкционной надежностью и в расчетной функции определяется через основные показатели надежности:

• временной интервал - за расчетный период времени установлено достижение наработки УЭЦН в течение 1000 суток;

• вероятность безотказной работы, определенная как отношение количества систем УЭЦН, сохранивших свою работоспособность в течение установленного временного перио-

да, к общему количеству систем, работоспособных в начальный момент наблюдений;

• интенсивность отказов в единицу времени с дискретностью в 1 сутки. Учитывая то обстоятельство, что большинство крупных зарубежных производителей ЭЦН при выборе класса износоустойчивости оборудования используют показатель AI, представляет интерес отображение полученных данных в координатах А1-КАЧ. Ведь именно в данных координатах и представлена диаграмма выбора класса износоустойчивости ЭЦН компании General Electric [5]. На рисунке

10 показана зависимость изменения наработки ЭЦН (показатель отражается размером шара, значение написано снизу) от индекса агрессивности частиц (значение показано в центре шаров) и концентрации абразивных частиц. Анализируя сведения, представленные на рисунке 5, можно отметить, что ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 могут условно успешно применяться только при А1 не более 60 и КАЧ не более 60 мг/л. При дальнейшем росте КАЧ и А1 следует переходить на использование насосов с большей абразивной устойчивостью, например компрессионных или пакетной сборки. Детальные выводы по результатам оптимизации класса износоустойчивости ЭЦН и применения защитных устройств для снижения КАЧ на основании результатов исследований, представленных на рисунке 10, будут предметом отдельного изучения.

ВЫВОДЫ

Проведенный анализ позволил получить зависимости средней наработки на отказ ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1, среднего процента отказов из-за радиального и осевого износа от КАЧ. Построена расчетная вероятность отказа ЭЦН с РС из материала нирезист тип 1 до 1000 сут. работы от КАЧ. Результаты данной работы будут использованы в компании ОАО «НК «Роснефть» для выбора оптимального класса износоустойчивости ЭЦН, что позволит оптимизировать затраты на закупку оборудования. Появляется возможность прогнозирования изменения наработки на отказ УЭЦН при проведении работ, направленных на ограничение попадания песка на прием насоса. Например, при снижении концентрации абразивных частиц на скважинах пластов группы АВ Самот-лорского месторождения от среднего существующего значения 112 до 66 мг/л, то есть в 2 раза, можно ожидать увеличения наработки на отказ примерно на 80-90 суток.

Литература:

1. Борлинг Д.С. Свидерский С.В., Горланов С.Ф. Дольше значит лучше: рост наработки погружного оборудования на отказ. Российская Федерация. SPE 116905, 2008.

2. Борлинг Д.С., Свидерский С.В., Горланов С.Ф. Наилучшие практики и инновации для увеличения наработки УЭЦН на примере зрелых месторождений Компании ТНК-ВР // Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 2. С. 61-63.

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

3. Hisham A. Mubarak, Farooq A. Khan, Dr Mehmet M. Oskay. ESP failures, analysis, solution in divided zone - case study. 2003. SPE 81488, 2003.

4. Gumersindo Novillo, Perez Companc, Herman Cedeno. ESP's application in Oritupano-Leona block, East Venesuela. SPE 69434, 2001.

5. General Electric basic ESP sizing manual. P. 40-59.

6. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2008. № 9. С. 33-38.

7. Якимов С.Б. О выборе технологий защиты подземного оборудования от песка с учетом динамики его выноса при запуске скважин на Самотлорском нефтяном месторождении // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 6. C. 81-89.

8. Якимов С.Б. О возможностях оптимизации классов износоустойчивости электроцентробежных насосов на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2015. № 3. С. 85-92.

9. Пчелинцев Ю.В. Полеты насосов. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. С. 392.

10. Тузов В. Мисюрко В. Разработка и опыт эксплуатации малодебитных ЭЦН с расширенными проточными каналами ступеней // Нефтегазовая вертикаль. 2013. № 20. С. 90-93.

11. Кудрявцев И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей (на примере Самотлорского месторождения). Автореф. дисс. ... канд. техн. наук. Тюмень, 2004.

12. Месенжник Я.З., Прут Л.Я., Горбунов С.И. Определение надежности центробежных нефтенасосов методом анализа иерархий // Электро. 2007. № 4. С. 35-39.

13. Агеев Ш.Р., Григорян Г.П., Макиенко Г.П. Энциклопедический справочник лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Пермь: ООО «Пресс мастер», 2007. С. 137-140.

14. Muslimov E.Y., Medvedev P.V., Shevchenko S.D. Real time sand production management using surface ultrasonic sand monitors in TNK-BP brown fields in Western Siberia. SPE 145254, 2011.

15. Шпортко А.А., Кулаев Э.Г. Комплексный анализ эксплуатации и отказов УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 6. С. 25-29.

16. Половко А.М. Основы теории надежности. М.: Наука, 1964. 446 с.

17. Михайлов А.Г., Волгин В.А., Ягудин Р.А., Стрижнев В.А., Рагулин В.В. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «ПН-Пурнефтегаз» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. № 12. С. 20-25.

References:

1. Borling D.S., Sviderskiy S.V., Gorlanov S.F. Dol'she znachit luchshe: rost narabotki pogruzhnogo oborudovanija na otkaz [Longer means better: increase of mean time of Downhole equipment between failures]. Russian Federation. SPE 116905, 2008.

2. Borling D.S., Sviderskiy S.V., Gorlanov S.F. Nailuchshie praktiki i innovacii dlja uvelichenija narabotki UJeCN na primere zrelyh mestorozhdenij Kompanii TNK-VR [Best practices and innovations for increase of the running hours of ECPU through the example of mature fields of TNK-BP]. Neftegazovaja vertikal = Oil and Gas Vertical, 2011, No. 2. P. 61-63.

3. Hisham A. Mubarak, Farooq A. Khan, Dr Mehmet M. Oskay. ESP failures, analysis, solution in divided zone - case study. 2003. SPE 81488, 2003.

4. Gumersindo Novillo, Perez Companc, Herman Cedeno. ESP's application in Oritupano-Leona block, East Venesuela. SPE 69434, 2001.

5. General Electric basic ESP sizing manual. P. 40-59.

6. Yakimov S.B. Indeks agressivnosti vynosimyh chastic na mestorozhdenijah TNK-VR v Zapadnoj Sibiri [Aggressivity index of produced particles at fields of TNK-BP in western Siberia]. Neftepromyslovoe delo = Oilfield Engineering, 2008, No. 9. P. 33-38.

7. Yakimov S.B. O vybore tehnologij zashhity podzemnogo oborudovanija ot peska s uchetom dinamiki ego vynosa pri zapuske skvazhin na Samotlorskom neftjanom mestorozhdenii [On choice of a technology of underground equipment protection against sand taking into account its production dynamics during the well start at the Samotlor oil field]. Oborudovanie i tehnologii dlja neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry, 2013, No. 6. P. 81-89.

8. Yakimov S.B. O vozmozhnostjah optimizacii klassov iznosoustojchivosti jelektrocentrobezhnyh nasosov na mestorozhdenijah PAO «Orenburgneft'» [On a possibility of optimization of wear resistance classes of electric centrifugal pumps at fields of Orenburgneft PJSC]. Nauchno-technicheskiy vestnik of NK Rosneft JSC, 2015, No. 3. P. 85-92.

9. Pchelintsev Yu.V. Polety nasosov [Pump flights]. Moscow, VNIIOENG [All-Russian Research Institute for the Organization, Management and Economics of the Oil and Gas Industry], 2003. P. 392.

10. Tuzov V., Misiurko V. Razrabotka i opyt jekspluatacii malodebitnyh JeCN s rasshirennymi protochnymi kanalami stupenej [Development and experience of operation of low-capacity ECP with stage extended flow channels]. Neftegazovaja vertikal' = Oil and Gas Vertical, 2013, No. 20. P. 90-93.

11. Kudriavtsev I.A. Sovershenstvovanie tehnologii dobychi nefti v uslovijah intensivnogo vynosa mehprimesej (na primere Samotlorskogo mestorozhdenija): Avtoref. diss. ... kand. tehn. nauk [Technological improvements of oil extraction under conditions of intense solids production (through the example of the Samotlor field). Author's Abstract, Candidate of Science (Engineering)]. Tyumen, 2004.

12. Mesenzhnik Ya.Z., Prut L.Ya., Gorbunov S.I. Opredelenie nadezhnosti centrobezhnyh neftenasosov metodom analiza ierarhij [Determination of reliability of centrifugal oil pumps by means of hierarchy analysis]. Jelektro = Elektro, 2007, No. 4. P. 35-39.

13. Ageev Sh.R., Grigoryan G.P., Makienko G.P. Jenciklopedicheskij spravochnik lopastnyh nasosov dlja dobychi nefti i ih primenenie [Encyclopedic guide of vane pumps for oil extraction and their use]. Perm, Press Master LLC, 2007. P. 137-140.

14. Muslimov E.Y., Medvedev P.V., Shevchenko S.D. Real time sand production management using surface ultrasonic sand monitors in TNK-BP brown fields in Western Siberia. SPE 145254, 2011.

15. Shportko A.A., Kulaev E.G. Kompleksnyj analiz jekspluatacii i otkazov UJeCN [Complex analysis of ECPU operation and faults]. Oborudovanie i tehnologii dlja neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry, 2013, No. 6. P. 25-29.

16. Polovko A.M. Osnovy teorii nadezhnosti [Reliability theory foundations]. Moscow, Nauka Publ., 1964. 446 pp.

17. Mikhaylov A.G., Volgin V.A., Yagudin R.A., Strizhnev V.A., Ragulin V.V. Kompleksnaja zashhita skvazhinnogo oborudovanija pri peskoprojavlenii v OOO «PN-Purneftegaz» [Complex protection of downhole equipment in case of sand ingress in RN-Purneftegaz LLC]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2010, No. 12. P. 20-25.