CC BY
24
УДК 533.98
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-5-397-404
ОСНОВНЫЕ ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАНКОВ-КАЧАЛОК ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ АЙН-ЗАЛА РЕСПУБЛИКИ ИРАК
А.М. Альмохаммад, Е.В. Безверхая, Н.Г. Квеско, М.В. Брунгардт
В статье рассмотрены причины отказов насосного оборудования на месторождении Республики Ирак. Проанализированы результаты эксплуатации малодебит-ных скважин штанговыми насосными установками в условиях нефтяных месторождений Айн-зала Республики Ирак. Рассмотрены факторы, приводящие к отказам оборудования установки штангового глубинного насоса, с целью обозначения путей повышения надёжности. В результате установлено, что существенными факторами, осложняющими эксплуатацию СК УШГН на нефтяном месторождении Айн-зала Республики Ирак, связано с появлением асфальтосмолопарафиновых отложений в насосе. Также существенными причинами неисправностей являются обрывы штанг, истирание НКТ, попадание свободного газа из скважины в качающий узел, коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение деталей СК, отложений минеральных солей на поверхностях.
Ключевые слова: анализ потока отказов, установка станка-качалки, обводненность, установка штангового глубинного насоса, асфальтосмолопарафиновые отложения, парафин, песок.
Нефтяное месторождение Айн-Зала (Ain Zalah) расположено в 65 км к северо-западу от г. Мосул вблизи турецкой границы (рис. 1). Открыто в 1986 г, в разработке с 1988 г по настоящее время. На сегодняшний день эксплуатация нефтяных залежей месторождения Айн-зала Республики Ирак (рис. 1) характеризуется уменьшением количества добываемой нефти, снижением пластового давления и притока жидкости к скважине. Большая глубина спуска насоса при одновременном увеличении кривизны ствола и угла наклона ствола скважины в процессе подъема жидкости с повышенным содержанием механических примесей существенно увеличивает нагрузки на элементы установки скважинного штангового насоса (УШГН).
AlCCiupuArU'HUU, I 1 J юные
) I аюмсфгиныс | нефтяные
¥ 1 гефтсгаюконлснсат и i
Рис. 1. Географическое местоположение месторождения Айн-Зала
Аварийность установок определяется совокупностью технологических факторов, оказывающих влияние на частоту отказов станка-качалки (СК). Для оценки влияния технологических факторов на аварийность станков-качалок проведен анализ причин отказов скважинного оборудования. В результате установлена зависимость содержания
воды в продукции скважины (обводненность), нагрузок на полированный шток колонны штанг и частоты отказов привода скважинного штангового насоса. Установлено, что основную долю отказов составляют отказы станка-качалки, включая трансмиссию, редуктор и кривошипно-шатунный механизм. Одним из неблагоприятных факторов в работе станка-качалки является неравномерность усилия на головке балансира в процессе перемещения полированного штока из крайнего нижнего положения в крайнее верхнее. Для уменьшения неравномерности нагрузки на электродвигатель станка-качалки, а также затрат электроэнергии предлагается дополнительная устьевая система уравновешивания, которая позволяет нагрузить устьевой шток вертикальной силой, постоянно направленной вверх.
В процессе эксплуатации станка-качалки (рис. 2) в условиях Ближнего Востока, в частности, в Республике Ирак, имеют место потери энергии при ее передаче от двигателя к преобразующему механизму, обусловленные проскальзыванием ремней вследствие ослабления их натяжения или разрушением, обрывом ремня, что на данном месторождении происходит наиболее часто. Для предотвращения ослабления натяжения ремней предложен механизм, в котором изменением угла наклона платформы электродвигателя регулируется межосевое расстояние между шкивами двигателя и редуктора станка-качалки.
Наибольшее количество отказов связано с появлением асфальтосмолопарафино-вых отложений (АСПО) в насосе, из-за чего заклинивает плунжер (20-25%), отворотом штанг, плунжера (15%), затем (по убыванию) следуют обрыв штанг и штока, негерметичность НКТ, утечки в насосе и клапанах.
Рис. 2. Общий вид СК при механизированном способе эксплуатации скважин
в Республике Ирак
Исходя из статистических данных можно сделать вывод, что причины обрыва (отворота) следует искать не только в некачественном креплении резьбовых соединений или усталостных явлениях, но и в отсутствии защиты насосных штанг от перенапряжения. Количество обрывов или отворотов можно связать с количеством заклиненных плунжеров соответственно. При заклиненном плунжере, особенно в случае, когда станок-качалка продолжает работать, колонна штанг, муфты, резьбовые соединения претерпевают многократные знакопеременные нагрузки, превышающие максимальные нагрузки на головке балансира при нормальной работе насоса, что может привести:
- к нарушению резьбовых соединений (отмечены случаи отворота мелкой резьбы плунжера, резьбовых соединений в муфтах, в подгоночных и полированных штоках);
- к развитию усталостных явлений в металле штанг, что приводит к возникновению и развитию трещины (в теле штанг и в муфтах открываются каверны и возникают другие очаги разрушения);
- к нарушению герметичности и целостности колонн насосно-компрессорных труб, так как колонна насосных штанг не скользит, а бьет по поверхности труб.
Несвоевременная остановка станка-качалки может стать причиной вывода из строя не единичных штанг, а полностью комплекта. Более того, после обрыва или отворота штанги, продолжают возвращаться поступательные движения. На сегодняшний день на данном месторождении начали использовать СК новой конструкции российского производства с более современными характеристиками, в рамках экспериментального использования стал, заметен не только высокий дебит нефти, но и повышение надёжности комплекта оборудования.
Было доказано, что после обрыва (отворота) станок-качалка продолжает работать, хотя динамограмма, описывающая процесс, должна иметь форму, сильно отличающуюся от нормальной, в результате чего двигатель должен автоматически отключаться.
Имеется ряд скважин, у которых отвороты или обрывы происходят по 2 и более раз в год. Это указывает на то, что в самих скважинах могут быть условия, осложняющие работу насосных штанг. В связи с этим необходимо обратить внимание на то, что при глубинах спуска насоса от 400 до 800 м, которые наблюдаются в настоящее время, парафин не выпадает на приеме насоса. Следовательно, парафин может попасть туда только при наличии условий, способствующих этому.
К отказам в работе УШГН приходится относить и смену полированного штока и устьевого сальника в скважинах. В среднем это 1 - 1,5 ремонта в месяц, причем работы нередко ведутся с глушением скважин. По-видимому, есть необходимость устранять причины выхода полированного штока из строя с тем, чтобы уменьшить число ремонтов.
Как отмечалось, большое число отказов связано с заклиниванием насосов.
Итак, наряду с «нормальными» условиями, когда проявляют себя усталостные явления или ослабляются резьбовые соединения, существуют такие факторы, как заклинивание плунжера в цилиндре, которые увеличивают количество обрывов и отворотов. Перечень работ по устранению этих отказов можно разделить на 2 этапа.
На первом этапе предстоит решить задачу отключения двигателя станка-качалки при отсутствии выдачи.
Второй этап заключается в поиске причин заклинивания и их устранение.
При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками может происходить целый ряд осложнения различного характера и происхождения.
Обрыв штанг и истирание НКТ происходят в результате трения штанг и муфт о стенки труб при длительной их работе в искривленных скважинах. Износ труб, штанг и их муфт также зависят от гладкости трущихся поверхностей, наличия в продукции скважины пластовой минерализованной воды, которая вызывает коррозию труб и штанг и ослабляет их прочность.
При эксплуатации скважин происходит постепенное обводнение продукции, что снижает приток жидкости из пласта в скважину, дебит, отрицательно сказывается на коэффициенте подачи насоса, скорости потока. При обводненности выше 35% в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде». Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг.
От структуры потока нефтеводяной смеси зависят и гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике. Практика эксплуатации показывает, что наибольшие гидродинамические сопротивления в насосном подъемнике возникают при обводненности 40-80%. Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения нефтяной смеси, процентного состава смеси и температурным режимом.
Проблема образования АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура на месторождении Айн-Зала колеблется в пределах от 50 до 60°С. Глубина начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазону температур 60...70°С и давления 8.. .12 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта
самоочистки скважин (срыва отложений потоком продукции), и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.
Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 8 м3/сут.
При отложении парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг нарушается нормальная работа насоса. При этом снижается площадь проходного сечения между штангами и подъемными трубами и повышаются гидравлические давления на плунжерную пару, что приводит к утечкам жидкости через их зазоры. Из-за интенсивного отложения парафина происходят обрывы штанг или поломка их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок, также увеличиваются нагрузки на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.
Большие осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами обусловлены попаданием свободного газа в их цилиндры. В результате происходит снижение коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Степень отрицательного влияния газа зависит от величины газового фактора и от объема, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами при ходе вверх (объем мертвого пространства).
Для устранения вредного влияния газа на работу штангового насоса требуется использовать дополнительные технические средства. При этом использование газового якоря на приеме штангового насоса не всегда является эффективным, т.к. некоторые нефтяные месторождения разрабатываются путем закачки газа в пласт под высоким давлением. Вследствие этого в нефтяном коллекторе находится большое количество газа под высоким давлением, при этом существенное влияние оказывает наличие природного газа в скважине до начала добычи, так как в любом пласте имеется сопутствующий газ, разница лишь в процентном соотношении смеси в том или ином месторождении Республики Ирак. Газ как более подвижное по сравнению с нефтью вещество интенсивнее прорывается к добывающим скважинам, заметно опережая скорость движения самой нефти. Тот факт, что в нефти уже содержался сопутствующий газ, приводит к смешению двух разных газообразных веществ, поступающих из разных источников, и, следовательно, затрудняет дальнейшее использование природного газа в промышленности. Следовательно, использование закачки газа для нефтедобычи исключается как минимум по двум причинам: 1. Влияние на УШГН, 2. Получение смеси газов.
Несмотря на поступление большого количества газа и высоко газированной жидкости в добывающие скважины, добывные характеристики скважин в Республике Ирак остаются на низком уровне ввиду особенности месторождений «лёгкой» нефти. Однако специфические условия эксплуатации некоторых месторождений не позволяют в полной мере использовать УШГН без дополнительных средств добычи даже при залегании не более 1000 м. Например, уменьшение объема вредного пространства достигается точной подгонкой "посадки" плунжера на небольшие глубины, но в свою очередь большие глубины подвески штангового насоса (более 1000 м) осложняют осуществление этой задачи. С целью уменьшения вредного влияния газа на эффективную работу штангового насоса и повышения его КПД реализуются следующие мероприятия:
1. Уменьшение объема вредного пространства и увеличение длины хода плунжера за счет применения одной длинной насосной установки;
2. Нагнетательный клапан для предотвращения газовых пробок;
3. Работающий от балансира станка-качалки газовый компрессор;
4. Применение двух плунжерных насосов;
5. Применение на приеме насоса специального газа сепарационных устройств.
При работе штанговой насосной установки в связи с попаданием песка на прием насоса происходят абразивный износ плунжерной пары, клапанных узлов и образование песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи УШГН и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 5 г/литр.
Также причиной отказа различного рода оборудования является коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение. Наиболее распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, которой является пластовая вода.
С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ, минеральные соли и другие. Наиболее интенсивному коррозионному разрушению подвержены колонны труб в скважинах. При этом разрушение труб по наружной поверхности в несколько раз превышает их разрушение по внутренней, что объясняется конденсацией на поверхности НКТ воды и легких углеводородов, которые насыщаются в газовой среде сероводородом и углекислым газом.
Кроме того, само содержание воды приводит к снижению конкурентоспособности нефтеносной скважины. Если воды более 30% от общей массы нефтяного потока, добыча ископаемых становится экономически нерентабельной.
Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолировано, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования.
В сероводородосодержащих скважинах со значительным давлением газа в за-трубном пространстве основной вид разрушения колонны труб - крупное сульфидное растрескивание. Происходят хрупкие изломы НКТ как по гладкой части, так по резьбе. Хрупкому излому в сероводородосодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены детали клапанов штанговых насосов.
Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены, прежде всего, колонны насосных штанг.
Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом, - образование значительных отложений минеральных солей на поверхностях оборудования, контактирующих с транспортируемой продукцией скважины. Отложения солей образуются на внутренней поверхности НКТ, поверхности насосных штанг, в проточных каналах устьевой запорной арматуры, что приводит к значительному сужению проходных сечений, возрастанию гидравлического сопротивления или полному прекращению подачи продукции скважины вследствие образования пробок.
Образование солевых отложений происходит вследствие возникновения и роста кристаллов солей непосредственно на поверхности, контактирующей с продукцией скважины, или в результате сцепления с поверхностью, образовавшихся в потоке транспортируемой продукции скважины, частиц твердой фазы минеральных солей. Интенсивность образования отложений на поверхности оборудования скважин в значительной степени зависит от процентного содержания в нефти воды, механических примесей, гидродинамических характеристик потока.
Выводы. Таким образом, наиболее существенными факторами, осложняющими эксплуатацию СК УШГН на нефтяном месторождении Айн-зала Республики Ирак, связано с появлением асфальтосмолопарафиновых отложений в насосе. Также существенными причинами неисправностей являются обрывы штанг, истирание НКТ, попадание свободного газа из скважины в качающий узел, коррозионное и коррозионно-усталост-ное разрушение деталей СК, отложений минеральных солей на поверхностях.
Большой и специфичной для данного месторождения и в целом для месторождений Республики Ирак проблемой при использовании штангового насоса является попадание песка из скважины нефтегазоносного месторождения. Его присутствие приводит к резкому ускорению абразивного износа плунжерной пары, клапанных узлов, образованию песчаной пробки, размыванию каналов протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленному износу штанговых муфт и внутренней поверхности НКТ.
Список литературы
1. Карапетов К.А., Дурмишьян А.Г. Борьба с песком в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1958. 140 с.
2. Смольников С.В. и др. Методы защиты насосного оборудования для добычи нефти от механических примесей. Уфа: Нефтегазовое дел. 2010. 41 с.
3. Мидт А.А. Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных содержанием мехпримесей в продукции: автореф. дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2007. 25 с.
4. Амалетдинов P.C., Лазарев А.Б. Обзор существующих методов борьбы с мех-примесями. Инженерная практика. 2010, №2. С. 6-13.
5. Шмидт А.А. Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных содержанием мехпримесей в продукции: автореф. дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2007. 25 с.
6. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М: недра, 1979. С.138-
182.
7. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Макурин М.Л., Апасов Р.Т. Анализ применения комплексных аппаратов ГП-105 на скважинах Кошильского месторождения: известия высших учебных заведений. Серия нефть и газ. Тюмень, Тюмгнгу. 2011. № 2. 38 с.
8. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: недра, 1983. 312 с.
Альмохаммад Альмохаммад Альнайеф, канд. техн. наук, доцент, mr.omar10@mail.ru, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Безверхая Елена Владимировна, канд. техн. наук, доцент, ebezverkhaya@sfu-kras.ru, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и
газа,
Квеско Наталья Геннадьевна, д-р техн. наук, заведующая кафедрой, kveskong@gmail.com, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Брунгардт Максим Валерьевич, канд. техн. наук, доцент, mbrungardt@sfu-kras.ru, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт ПИ СФУ
MAIN COMPLICATING FACTORS DURING THE OPERA TION OF ROCKER ROOM PUMPS IN THE AIN-HALL OIL FIELD OF THE REPUBLIC OF IRAK
A.M. Almohammad, E.V. Bezverkhai, N.G. Kvesco, M.V. Brungardt
The article discusses the reasons for pumping equipment failures at the field of the Republic of Iraq. The results of the operation of marginal wells with sucker rod pumping units in the conditions of the oil fields of Ain Zal in the Republic of Iraq are analyzed. The factors leading to equipment failures of the sucker rod pump installation are considered in order to identify ways to improve reliability. As a result, it was found that the significant factors complicating the operation of the SC of the pumping pump at the Ain Zal oil field in the Republic of Iraq are associated with the appearance of asphalt-resin-paraffin deposits in the pump. Also, significant causes of malfunctions are rod breaks, abrasion of tubing, the ingress of free gas from the well into the pumping unit, corrosion and corrosion-fatigue destruction of SC parts, deposits of mineral salts on surfaces.
Key words: analysis of the failure flow, installation of a pumping unit, water cut, installation of a sucker rod pump, asphalt-resin-paraffin deposits, paraffin, sand.
Almohammad Almohammad Alnayef candidate of technical sciences, docent, mr.omar10@mail.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Bezverkhaya Elena Vladimirovna, candidate of technical sciences, docent, ebez-verkhaya@sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Kvesko Natalia Gennadievna, doctor of technical sciences, head of department, kveskong@,gmail.com, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Brungardt Maxim Valerievich, candidate of technical sciences, docent, mbrungardt@sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute PI SFU
