CC BY
83НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
УДК 622.276.054.4
А.А. Сабиров1, e-mail: [email protected]; А.В. Деговцов1, e-mail: [email protected]; И.В. Кузнецов1, e-maii: [email protected]; Ш.А. Алиев1, e-maii: mr. [email protected]; И.И. Мазеин2, e-maii: [email protected]; С.В. Меркушев2, e-maii: [email protected]; Д.Н. Красноборов2, e-maii: [email protected]
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (Пермь, Россия).
Прогнозирование наработки на отказ, выбор исполнения и оптимизация закупок установок электроцентробежных насосов для осложненного фонда скважин
Производители установок электроцентробежных насосов выпускают большое количество оборудования в различных исполнениях для разных условий эксплуатации. В целях совершенствования процедуры выбора и определения количества требуемого оборудования специалистами кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработана методика классификации скважин в зависимости от влияния осложняющих факторов. Методика основана на результатах анализа работы осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», позволившего выявить основные факторы, влияющие на работу установок электроцентробежных насосов, и определить необходимое исполнение оборудования в целях обеспечения работы при конкретных условиях и возможности прогнозирования наработки на отказ.
В частности, по результатам анализа 856 преждевременных отказов оборудования на добывающих скважинах в 2013-2017 гг. выявлены осложняющие факторы, оказывающие влияние на работу оборудования на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», в том числе высокое содержание механических примесей в скважинной продукции, высокое содержание свободного газа, влияние коррозионно-активных сред, высокая вязкость добываемой продукции, солеотложение и асфальтосмолопарафиновые отложения.
В целях прогнозирования возможной наработки на отказ построены кривые безотказной работы оборудования. В итоге полученные значения наработок установок электроцентробежных насосов, соответствующие значению вероятности 0,5, значительно отличаются (от 980 до 2000 суток) по разным цехам добычи нефти и газа, что является следствием различных условий эксплуатации.
В ходе проведения работы намечены пути использования оборудования различного исполнения для скважин определенных категорий с прогнозированием наработки этого оборудования на отказ.
Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса, наработка на отказ, осложняющий фактор, преждевременный отказ, оптимизация, вероятность безотказной работы.
A.A. Sabirov1, e-mail: [email protected]; A.V. Degovtsov1, e-mail: [email protected]; I.V. Kuznetsov1, e-maii: [email protected]; Sh.A. Aliev1, e-maii: mr. [email protected];
I.I. Mazein2, e-maii: [email protected]; S.V. Merkushev2, e-maii: [email protected]; D.N. Krasnoborov2, e-maii: [email protected]
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
2 LUKOIL-PERM LLC (Perm, Russia).
Forecasting the Operating Time to Failure, Selection of Design and Optimization of Procurement of Electric Centrifugal Pump Installations for Complicated Wells Stock
Electrical submersible pump installations manufacturers produce many designs for different operating conditions. In order to select the necessary equipment and determine its number, specialists of the Department of Oil and Gas
Industry Machinery and Equipment of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) have developed a method of well classification depending on the impact of complicating factors on the operation of equipment. The methodology is based on the results of the analysis of the operation of the complicated wells stock of the LUKOIL-PERM LLC, which made it possible to identify the main factors affecting the operation of electric submersible pump installations and determine the necessary performance of ESP installations in order to ensure the work under specific conditions and the possibility of forecasting the operating time to failure.
In particular, according to the analysis of 856 premature equipment failures at production wells in 2013-2017, complicating factors affecting the operation of equipment at LUKOIL-PERM LLC fields were identified, include high content of mechanical impurities in well products, high free gas content, influence of corrosive media, high viscosity of the products produced, salt deposition and paraffin sedimentation.
The equipment faultless operation curves are constructed to predict possible operating time to failure. As a result, the obtained values of ESP installations' operating time corresponding to the probability value of 0.5 for different central oil and gas reservoirs differ significantly (from 980 to 2000 days), which is a consequence of different operating conditions.
In the course of this work, it was planned to use equipment of various designs for wells of certain categories with the forecast of the operating time of this equipment to failure.
Keywords: electrical submersible pump, operating time, aggravating factor, premature failure, optimization, trouble-free operation probability.
Основным видом оборудования, применяющегося для эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях Российской Федерации, являются установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). К числу показателей, характеризующих эффективность эксплуатации данного вида оборудования, относится наработка на отказ. В среднем по УЭЦН данный показатель имеет высокие значения, однако существует фонд скважин, на которых он не превышает 365 сут вследствие значительного влияния ряда осложняющих факторов [1]. К таким факторам можно отнести высокое содержание механических примесей (концентрацию взвешенных частиц (КВЧ)) в скважин-ной продукции, высокое содержание свободного газа, коррозию, высокую вязкость добываемой продукции и др. Для уменьшения влияния осложняющих факторов используются оборудование УЭЦН специального исполнения (износостойкое, коррозионно-стойкое и из-носо-коррозионно-стойкое), а также различное дополнительное оборудование и мероприятия, направленные
на борьбу или предупреждение влияния осложняющего фактора (фильтры, десендеры, газосепараторы, промывка скважин, закачка реагентов, использование скребков и т. п.) [2]. При этом производители выпускают оборудование разных типов исполнений, с различными рабочими показателями и разной стоимости. Поэтому для оптимизации подбора оборудования и проведения необходимых закупок требуется прогнозирование наработки на отказ основного оборудования и определение планируемой эффективности вспомогательного оборудования и специальных технологий.
МЕТОДИКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАНИРУЕМОЙ НАРАБОТКИ ОБОРУДОВАНИЯ НА ОТКАЗ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СОЧЕТАНИЯХ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ В целях разработки методики прогнозирования наработки на отказ насосного оборудования разных типов исполнения, применяющегося для эксплуатации осложненного фонда скважин, был проведен анализ 856 преждевременных
отказов оборудования на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» за 2013-2017 гг. Распределение этих отказов в зависимости от влияния осложняющих факторов представлено на рис. 1. Наибольшее влияние на работу установок УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» за анализируемый период оказывают засорение УЭЦН механическими примесями (среднегодовой показатель -около 24,6 %) и воздействие коррози-онно-активных сред (около 23,6 %). Наименьшее влияние на работу оборудования оказывает свободный газ (2,2 %).
На основании анализа представленных данных, а также стендовых испытаний элементов ЭЦН разных исполнений была разработана методика для определения планируемой наработки оборудования на отказ при различных сочетаниях осложняющих факторов, оказывающих влияние на систему «пласт - скважина -насосная установка». Цель разрабатываемой методики -определение вероятности безотказной работы установок ЭЦН в зависимости от отдельных осложненных
Ссылка для цитирования (for citation):
Сабиров А.А., Деговцов А.В., Кузнецов И.В., Алиев Ш.А., Мазеин И.И., Меркушев С.В., Красноборов Д.Н. Прогнозирование наработки на отказ, выбор исполнения и оптимизация закупок установок электроцентробежных насосов для осложненного фонда скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7-8. С. 44-48.
Sabirov A.A., Degovtsov A.V., Kuznetsov I.V., Aliev Sh.A., Mazein I.I., Merkushev S.V., Krasnoborov D.N. Forecasting the Operating Time to Failure, Selection of Design and Optimization of Procurement of Electric Centrifugal Pump Installations for Complicated Wells Stock. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(7-8):44-48. (In Russ.)
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
§ -е-
s s ™
о. Ч— Е сп
to из
"S
с*. Е о и
2013
2014
2015
Годы Years
2016
2017
Засорение механическими примесями
Failures due to mechanical
impurities
Коррозия
Corrosion
Солеотложение
Scale
He обеспечен приток Unprovided inflow Влияние высоковязкой эмульсии
Influence of high viscosity emulsion
Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСП0) Asphaltene sediments Влияние газа Influence of gas
Рис. 1. Относительное влияние осложняющих факторов на наработку до отказа УЭЦН Fig. 1. Relative impact of complicating factors on operating time before ESP installation failure
этказной работы ation probability 5 О О О О J-» 1 a Vj i» ю о
■*■ Механические примеси + коррозия
• Mechanical impurities + corrosion
Mechanical impurities + scale
Механические примеси
Mechanical impurities
S & и'э о ПА Corrosion
£ S °'4 §£ 0,3 ¡1 0,2 S- s од СО 1= 0 —■ Соли
Общая
Total
100 200 300 400 500 Наработка, сут Time before failures, days 600
Рис. 2. Вероятность безотказной работы ЭЦН в скважинах осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Fig. 2. Trouble-free operation probability of ESPs complicating wells stock LUKOIL-PERM LLC
факторов (АСПО, солеотложение, механические примеси, коррозия и т. д.), а также от их сочетания как в целом по ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», так и по отдельным подразделениям общества. Для построения кривых распределения наработки были проанализированы отказы за 2013-2018 гг. Особенностью исследования явилось наличие в выборке эксплуатационных данных цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) как по отказавшим установкам, так и по установкам, эксплуатация которых продолжается либо прекращена по причинам, не связанным с иссле-
дуемым оборудованием. Наработки установок, эксплуатация которых завершена отказом, в рамках теории надежности называются полными наработками. Наработки установок, эксплуатация которых продолжается, либо завершена событием, не являющимся отказом, получили название неполных, или цензурированных наработок [3]. Полученные значения вероятности безотказной работы удовлетворительно описываются распределением Вейбулла [4].
При этом значения наработок УЭЦН, соответствующих значению вероятно-
сти 0,5, по разным ЦДНГ значительно отличаются (от 980 до 2000 сут), что обусловлено различными условиями эксплуатации.
Для оценки влияния осложняющих факторов на наработку УЭЦН были также проанализированы отказы с наработкой не более 540 сут, вызванные осложняющими факторами.
Установлено, что средняя наработка при значении вероятности 0,5 для осложненного фонда скважин составляет всего 250 сут.
В целях оценки влияния на наработку каждого из осложняющих факторов (со-
Рис. 3. Наработка УЭЦН по осложненному фонду скважин для значения вероятности 0,5, сут Fig. 3. ESP operating time for complicated wells stock for probability value 0.5, days
510
250
I
Осложненный фонд скважин Complicated wells stock
290
Без учета отказов,
вызванных солеотложениями Excluding failures due to scales
330
Без учета отказов, вызванных механическими
примесями Excluding failures due to mechanical impurities
318
I
Без учета отказов, вызванных коррозией Excluding failures due to corrosion
420
Без учета отказов, вызванных коррозией и механическими примесями Excluding failures due
to corrosion and mechanical impurities
Без учета отказов,
вызванных солеотложениями и механическими примесями Excluding failures due
to scales and mechanical impurities
Таблица 1. Оборудование, рекомендуемое для эксплуатации скважин разных категорий Table 1. Recommended equipment for operating wells of various categories
Категория скважины Well category Рекомендуемое оборудование Recommended equipment
1 Стандартное исполнение Standard design
2 Стандартное исполнение с дополнительным оборудованием для защиты от осложняющего фактора Standard design with additional equipment designed to protect against a factor complicating the operation
3 Износостойкое исполнение Long-wearing design
4 Коррозионно-стойкое исполнение Corrosion-resistant design
5 Износо-коррозионно-стойкое исполнение Long-wearing and corrosion-resistant design
леотложения,коррозионного воздействия, механических примесей) были построены вероятности безотказной работы ЭЦН без учета отказов, вызванных одним или двумя осложняющими факторами. Такой подход обусловлен тем, что, например, совместные процессы износа и коррозии имеют весьма сложную природу. Добываемый флюид содержит нефть, воду и растворенные соли. В зависимости от соотношения этих частей флюида и их состава коррозия может замедляться или ускоряться. Процесс механического изнашивания определяется наличием твердых механических частиц (механических примесей, отложений солей на рабочих органах насоса). В то же время в добываемом флюиде могут содержаться АСПО, которые в целом ряде случаев могут снижать как износ, так и коррозию. Необходимо также отметить, что в ходе износа и коррозии могут преобладать различные составляющие, в результате чего суммарный процесс может идти интенсивнее либо затормаживаться. При обработке статистических данных появляется возможность оценить происходящие процессы при совместном действии сразу двух осложняющих факторов.
На рис. 2 отражено влияние каждого из осложняющих факторов на наработку. Анализ этих зависимостей показал следующее.
Солеотложение приводит к снижению наработки на отказ на 40 сут для значения вероятности 0,5, в то время как наличие механических примесей снижает наработку на 80 сут. При этом следует отметить, что сочетанное воздействие осложняющих факторов приводит к большему снижению наработки на отказ, чем суммирование результатов воздействия данных факторов по отдельности. Так, совместное влияние механических примесей и коррозии снижает наработку на отказ на 260 сут, тогда как по отдельности влияние этих факторов приводит к снижению наработки на 80 и 68 сут соответственно (рис. 3). В целях обеспечения удобства подбора необходимого оборудования на осно-
ве анализа преждевременных отказов и влияния на эти отказы осложняющих факторов каждому осложнению присваивается определенное количество баллов. На основании суммарного количества баллов скважине присваивается категория сложности, для каждой из которых рекомендовано оборудование определенного варианта исполнения (табл. 1).
Кроме того, для каждой категории скважин рассчитана вероятность безотказной работы УЭЦН для различных вариантов исполнения оборудования. Таким образом, зная количество скважин различных категорий, заданную вероятность безотказной работы УЭЦН различного исполнения, расчетную на-
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Таблица 2. Варианты выбора оборудования в соответствии с категорийностью скважин Table 2. Equipment selection options according to well category
№ No. Категория Category Общее количество скважин Total number of wells Вариант 1 (стандартное исполнение) Modification 1 (standard design) Вариант 2 (стандартное исполнение с дополнительным оборудованием для защиты от осложняющего фактора) Modification 2 (standard design with additional equipment designed to protect against a factor complicating the operation) Вариант 3 (износостойкое исполнение) Modification 3 (long-wearing design) Вариант 4 (коррозионно- стойкое исполнение) Modification 4 (corrosion- resistant design) Вариант 5 (износо-коррозионно-стойкое исполнение) Modification 5 (long-wearing and corrosion-resistant design)
Примерная стоимость, тыс. руб. Approximate cost, thousand rubles Вероятностная наработка,сут Possible trouble-free operation, days Примерная стоимость, тыс. руб. Approximate cost, thousand rubles Вероятностная наработка,сут Possible trouble-free operation, days Примерная стоимость, тыс. руб. Approximate cost, thousand rubles Вероятностная наработка,сут Possible trouble-free operation, days Примерная стоимость, тыс. руб. Approximate cost, thousand rubles Вероятностная наработка,сут Possible trouble-free operation, days Примерная стоимость, тыс. руб. Approximate cost, thousand rubles Вероятностная наработка,сут Possible trouble-free operation, days
1 1 101 167 850 ± 85
2 2 316 510 167 + 57 675 ± 68
3 3 24 318 191 579 ± 58
4 4 50 330 225 585 ± 59
5 5 5 250 330 318 245 545 ± 55
работку на отказ, а также стоимость применяемого оборудования, можно спланировать закупку наиболее эффективного оборудования в соответствии с бюджетом предприятия. В табл. 2 представлены варианты выбора оборудования в соответствии с категорийностью скважин осложненного фонда (указана условная стоимость оборудования).
ВЫВОДЫ
Разработанная методика показала хорошую сходимость расчетных и фактических значений наработки на отказ в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» практически для всех категорий нефтяных скважин.
Выработаны рекомендации по использованию оборудования различного исполнения для скважин определенных
категорий с прогнозированием наработки этого оборудования на отказ, что позволит увеличить наработку оборудования при эксплуатации осложненного фонда скважин.
Применение методики позволит оптимизировать планирование закупок и потребности в оборудовании установок электроцентробежных насосов нужного исполнения.
Литература:
1. Ивановский В.Н., Деговцов А.В., Сабиров А.А. и др. Влияние на наработку УЭЦН подачи и частоты вращения насоса при эксплуатации скважин, осложненных выносом механических примесей // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 9. С. 58-64.
2. Якимов С.Б., Ивановский В.Н., Сабиров А.А. и др. Новый подход к выбору насосного оборудования и режима его работы в осложненных скважинах // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11. С. 52-55.
3. Ивановский В.Н., Деговцов А.В., Сабиров А.А. и др. Анализ вероятности безотказной работы скважинных насосных установок с канатной штангой на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 7-8. С. 74-80.
4. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. Изд. 9-е, стереотипное. М.: Высшая школа, 2003. 479 с.
References:
1. Ivanovskiy V.N., Degovtsov A.V., Sabirov A.A. et al. Impact upon the Running Time of Electrically Driven Centrifugal Feed Pump Units and the Pump's Rotation Speed in the Course of Operation of Wells which are Complicated by a Mechanical Impurity Outflow. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2017; (9):58-64. (In Russ.)
2. Yakimov S.B., Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., et al. New Approach to Selection of Pumping Equipment and the Mode of Its Operation in the Wells under Conditions of Sand and Proppant Sloughing. Neftyanoe khozyaistvo [Oil industry]. 2017; (11):52-55. (In Russ.)
3. Ivanovskiy V.N., Degovtsov A.V., Sabirov A.A., et al. Probability Analysis of Fault-Free Operation of Downhole Pumping Units with the Cable Rod at the Fields of LUKOIL-PERM LLC. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2017; (7-8):74-81. (In Russ.)
4. Gmurman V.E. Probability Theory and Mathematical Statistics. Ed. 9th, stereotypical. Moscow: Vysshaya Shkola Publishers; 2003. (In Russ.)
48
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
