Анализ современного состояния и перспектив развития скважинных насосных установок для добычи нефти

в.н. ивановский, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина рецензент - А.н. дроздов, д.т.н.

анализ современного состояния и перспектив развития скважинных насосных установок для добычи нефти

В нефтяной отрасли России уже довольно давно сложилась неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%, остальные запасы приходятся на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогружён-ные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны).

В качестве приоритетных направлений освоения трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо проводить освоение низкопроницаемых пластов и ресурсов остаточных нефтей. Повышение эффективности освоения этих ресурсов позволит вовлечь в разработку несколько миллиардов тонн промышленных запасов нефти. Наряду с вышесказанным наблюдается тенденция перемещения основных нефтедобывающих районов все дальше на северо-восток, в том числе - в зону арктического шельфа, в районы с суровыми климатическими условиями, удаленные от промышленных центров с развитой инфраструктурой. Неблагоприятные природно-географические и геолого-технические условия новых месторождений обусловливают повышенную частоту техн и ко-эксплуатационн ых осложнений в скважинах, повышенную трудоемкость различных видов подземных и околоскважинных работ, что как следствие ведет к увеличению себестоимости добычи нефти. Следует отметить, что месторождения, открытые до 70-х годов ХХ века, в результате интенсивной эксплуатации

значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 90 % и более. На большинстве месторождений эксплуатация сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефтей и эмульсий. Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость строительства скважин. В районах Западной Сибири отклонение забоя от точки начала бурения достигает 1500 м по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40-60 градусов. Практика нефтедобычи показала, что эксплуатация наклонно-направленных скважин приводит к значительному сокращению наработки на отказ и межремонтному периоду. Одним из эффективных путей улучшения технико-экономических показателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, со-

кращение числа скважин. Одним из способов повышения средних дебитов является бурение так называемых "горизонтальных" скважин. Проводка таких скважин позволяет в 3-20 раз увеличить отборы на скважину и вести разработку значительно меньшим количеством скважин. Это особенно важно для месторождений морского и шельфового типа, а также при добыче нефти из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллекторах. В результате анализа состояния и перспективы развития нефтяной промышленности Российской Федерации был сделан вывод о все большем удельном весе нефтяных скважин, насосная эксплуатация которых осложняется рядом таких факторов, как искривленность ствола скважины, высокая обводненность продукции пласта, значительная коррозионная активность откачиваемой жидкости, высокое содержание газа и механических примесей и другие. В связи с этим все более значимыми являются вопросы научно-обоснованного создания и эксплуатации нефтепромыслового оборудования, и в первую очередь - насосного оборудова-

ния, надежность и эффективность которого определяет эффективность всего процесса эксплуатации нефтяного месторождения.

В соответствии с изменением условий добычи нефти меняется также и степень распространенности различных способов ее добычи. Анализ долговременных наблюдений позволил выявить устойчивую тенденцию возрастания удельного веса добычи нефти механизированными способами эксплуатации. Среди механизированных способов добычи все более заметное место занимают установки электроприводных погружных насосов. Сегодня с их помощью добывается более 70% всей нефти России. И это несмотря на то, что доля фонда скважин, оснащенных этими установками, составляет всего около трети от общего количества.

УЭЦН имеют очень большой диапазон

подач - от 10 м3/сутки до 1000 м3/сутки и более и способны развивать напор до 2000-3000 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сутки) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сутки КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного контроля ее состояния, а также регулирования производительности ЭЦН существенно превосходит штанговые установки. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины на работу УЭЦН сказывается в первую очередь при спуско-подъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и меньше связано с самим процессом эксплуатации. Необходимо отметить, что использование высокодебитных и вы-

1998г. 2000г. 2002г. 2004г.

Рис.1. Изменение наработки до отказа УЭЦН по годам на одном из месторождений Западной Сибири

соконапорных насосных установок привело к существенному росту длины погружных агрегатов, что осложнило выбор интервалов глубин наклонно-

Экскз&атор I Экскаватор траншейный траншейный роторный I цепной

г-¿¿¿/л/*

А I ЭТЦ-250

Экскаватор

трйншейнь/и роторный [

ЭТР-254А

24103^ г. Брянск, бульвар Щорса, 7; те л/факс: 47(4832) 58-18-26; 28-38-00;

е-таН: marheting@irmaah.com; www.irmash.com

направленных скважин, подходящих для установки погружного оборудования. Установки ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка и солеотложе-нии, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора. Почему же электроприводные насосные установки стали настолько популярны у нефтяников, ведь это сложное, требующее высокой квалификации обслуживающего персонала и развитой инфраструктуры проката, эксплуатации и ремонта оборудование? Видимо, ответ на этот вопрос заложен в очень гибкой рабочей характеристике УЭЦН. С другой стороны, за последние годы в нефтяном машиностроении произошел буквально прорыв, связанный с конструкцией и технологиями изготовления всех основных узлов установок центробежных насосов. Эти два фактора позволили данному виду нефтепромыслового оборудования довольно безболезненно пережить повсеместный переход нефтяной отрасли на стратегию интенсификации добычи нефти. Этот процесс связан с существенным увеличением глубины спуска насосных установок, с большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, с повышением температуры откачиваемой жидкости, отложением солей на элементах погружного оборудования, резким повышением коррозионной активности пластового флюида. Конечно, «старые» конструкции не имели возможности выдержать эти жесткие условия эксплуатации, но российские производители оборудования, работая в тесном сотрудничестве с нефтяниками и учеными, смогли за очень короткий срок создать целый арсенал новейших видов УЭЦН. Достаточно сказать, что только за последние 3 года российские фирмы-производители нефтепромыслового оборудования создали и освоили серийным производством больше типоразмеров центро-

бежных насосов, погружных двигателей, гидрозащит, газосепараторов и т.д., чем за всю предыдущую историю начиная с 1950-х годов. Необходимо отметить, что при переходе на интенсивную добычу нефти в период с 1999 по 2001 год в некоторых районах Западной Сибири средняя наработка до отказа УЭЦН упала в 5-8 раз, дойдя до значений 80-90 суток (рис.2). Естественно, что перед нефтяниками встала дилемма: многократно увеличивать закупки отечественного оборудования и создавать огромный сервисный комплекс по обслуживанию и ремонту как оборудования, так и самих скважин или перейти на закупки намного более дорогих, но имеющих на порядок большие наработки до отказа импортные установки ЭЦН? При этом и перед машиностроителями нависла угроза полного отказа российских нефтяников от закупок отечественного оборудования. Как уже было сказано выше, российские машиностроительные фирмы, выпускающие УЭЦН, мобилизовали все ресурсы и сделали огромный скачок вперед. Сегодня уже можно с уверенностью сказать, что по большинству направлений отечественные УЭЦН могут успешно конкурировать по показателю «цена-качество» с ведущими зарубежными фирмами. С другой стороны, и нефтяники уже получили необходимый опыт работы с фондом скважин, в которых были проведены различные операции, обеспечивающие прирост добычи нефти. Все это привело сначала к стабилизации наработки до отказа погружного оборудования, а затем - и к повышению надежности УЭЦН (см.рис.1). Дальнейшее увеличение наработки до отказа этого вида оборудования должно быть связано в первую очередь с постепенной заменой морально устаревшего оборудования на новое, с повышением качества подбора и обслуживания УЭЦН (в том числе - вывод на режим и диагностика состояния оборудования), пе-

реход на интеллектуальные станции управления и применение новых технологий использования установок электроцентробежных насосов. Именно под таким углом зрения необходимо рассматривать российский рынок УЭЦН.

В настоящее время около половины парка УЭЦН составляют установки типа УЭЦНМ, выпущенных по ТУ 1997 и 1998 годов. Их работоспособность поддерживается сервисными предприятиями (бывшими базами производственного обслуживания электропогружных установок - БПО ЭПУ) с помощью закупок запасных частей и проведения ремонтов различных уровней сложности. Надо отметить, что поставкой запасных частей занимаются не только основные производители УЭЦН, но и многие небольшие фирмы, недавно поменявшие свой производственный профиль и решающие свои финансовые проблемы за счет богатых заказчиков -нефтяников. Это, а также многократное использование некоторых узлов и деталей УЭЦН (валы, корпуса, концевые детали, в некоторых случаях -направляющие аппараты и т.д.) конечно сокращают капитальные затраты, но существенно снижают наработки на отказ, и, естественно, приводят к увеличению эксплуатационных затрат (затраты на подземный ремонт скважин, затраты на электроэнергию) и к потерям в объемах добычи нефти. Оценочные расчеты показывают, что надежность ремонтных установок центробежных насосов в среднем ниже новых на 12-18%, что при средней наработке на отказ в 280 суток составляет 33 - 50 суток. При среднем дебите по нефти в 5 т/сутки это может привести к недобору нефти в 165-250 тонн. Следовательно, для нефтяников выгодно провести замену большей части старого оборудования на новое, при этом объем ежегодно заменяемого оборудования можно оценить в 3,5-4 тысячи полнокомплектных установок

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 11 \\ ноябрь \ 2007

(без учета кабеля).

Хотя по статистическим отчетам нефтяников отказы по причине «неправильный подбор оборудования» составляет от 5 до 10%, этот этап работы с оборудованием очень важен. Значительное количество УЭЦН выходит из строя из-за отказов по электрической части установок, а это, в свою очередь, главным образом зависит от правильности подбора установки к скважине и качества эксплуатации системы «пласт-скважина-насосная установка» («П-С-НУ»). Обе эти задачи могут в настоящее время решать современные так называемые «интеллектуальные» станции управления (ИСУ). В этих ИСУ заложены алгоритмы подбора оптимального вида оборудования и оптимальных режимов эксплуатации системы «П-С-НУ». Естественно, что такие ИСУ существенно дороже наиболее распространенных старых станций типа ШГС, но и набор функций новых станций во много раз шире.

Здесь и плавный вывод установок на режим (плавный пуск), и повышенная надежность защиты от перегрузки и недогруза, и возможность изменения частоты вращения ротора погружного насоса (как вручную, так и по заложенным алгоритмам или по изменению промысловых данных). Применение современных ИСУ даже в сочетании со стандартными асинхронными погружными электродвигателями позволяет существенно расширить добычные возможности УЭЦН, а переход на использование вентильных погружных двигателей позволяет резко расширить области применения установок центробежных насосов. Вентильные двигатели имеют очень удачную, гибкую характеристику (с практически независящим от частоты вращения крутящим моментом), высокий КПД, малую температуру перегрева, существенную зависимость рабочего тока от нагрузки двигателя. Все это позволяет использовать этот вид привода

в сложных скважинах с высокой температурой пластового флюида и с нестабильным притоком.

И хотя нефтяники часто идут по пути модернизации существующего оборудования (например - оснащение станций серии ШГС модулями плавного пуска), тем не менее производственники уже оценили преимущества интеллектуальных станций управления и примерная потребность в таком оборудовании может составить до 15001800 комплектов в год. Потребность же вентильных электродвигателей пока не такая большая, в первую очередь из-за недостаточного опыта эксплуатации этих двигателей в сочетании со своими станциями управления. Хотя в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» около 400 скважин оборудовано установками винтовых насосов с таким приводом, а в других регионах есть опытные партии УЭЦН с вентильными электродвигателями, которые хорошо себя зареко-

производство трубопроводной арматуры

Россия, 141400, Моск. обл., г. Химки, ул. Репина, б Тел./факс: (495) 644-3653, 572-2488, 572-3644 E-mail: info@giras.net http://www.giras.net

ЛАУРЕАТ ПРЕМИИ

«РОССИЙСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ОЛИМП»

КРАНЫ ШАРОВЫЕ: ОМ 6-250 мм, РМ до 25 МПа

муфтовые, фланцевые, межфланцевые, под приварку, штуцерные Ы с обогревом, с контролем протечек

с ручным электрическим и пневматическим управлением

материал корпуса: углеродистая, холодостойкая и нержавеющая сталь

ЗАДВИЖКИ ШИБЕРНЫЕ: 50-300 мм, Р1Ч до 16 МПа

ГАРАНТИЯ КАЧЕСТВА:  100% испытания продукции

2 года гарантии

мендовали, период «привыкания» нефтяников к этому виду оборудования займет еще 2-3 года, после чего может возникнуть настоящий бум в потреблении установок с вентильным электроприводом. В этом случае годовое потребление вентильных двигателей различных типоразмеров может превысить 3-4 тысячи штук. Применение вентильных двигателей и интеллектуальных станций управления позволяет не только улучшить условия эксплуатации системы «П-С-НУ», но и перейти к новым технологиям добычи нефти, например - к системе «раскачивания» пласта - динамическому воздействию на пласт за счет периодического изменения дебита насосной установки. Эти технологии, по замыслам их авторов, позволят значительно сократить необходимое количество типоразмеров электроприводных центробежных насосов за счет расширения рабочей части характеристики последних. Не отвергая это предположение, необходимо отметить, что даже в этом случае будет необходим большой ряд типоразмеров насосов разного исполнения: коррозионностойкие, износостойкие, для откачки жидкости с большим содержанием свободного газа и т.д. В связи с этим можно считать, что потребность в самих центробежных насосах будет возрастать, несмотря на повышение их надежности и расширение их добычных возможностей. В общем же ситуация с потребностью электроприводных насосных установок выглядит достаточно заманчиво для производителей этого вида оборудования. Действительно, срок амортизации УЭЦН (без кабеля) составляет 3,5-4 года (тогда как для станков-качалок этот срок составляет 12,5-15 лет), кабельные линии редко «ходят» в скважины более двух раз (что даже при средней наработке на отказ в 360 суток приводит к необходимости замены кабельной линии раз в два года), моральное устаревание станций управ-

ления и систем телеметрии можно определить в 4-5 лет. То есть за 5 лет на скважине как минимум один раз должно полностью смениться всё оборудование, входящее в состав УЭЦН. В этом случае ежегодному обновлению подлежат как минимум 10-12 тысяч насосов и погружных электродвигателей, 12-15 тысяч комплектов кабельных линий, до 5 тысяч станций управления. И это с учетом постоянной работы сервисных служб по восстановлению работоспособности уже имеющегося на нефтяных промыслах оборудования. Поэтому в ближайшее время безработица сотрудникам фирм, занимающихся созданием, изготовлением, эксплуатацией и ремонтом установок электроцентробежных насосов для добычи нефти не грозит. Большой проблемой уже давно стало отсутствие координирующего органа, который обеспечил бы стандартизацию установок ЭЦН. И дело здесь не только и не столько в невозможности использовать для ремонта составляющих УЭЦН детали разных заводов-изготовителей. Очень большая проблема возникает у нефтяников при выборе оборудования: фирмы-изготовители начали применять многозначную систему индикации своей продукции. И если раньше все знали, что означают все буквы и цифры в шифре насосной установки (например - 10.1УЭЦ-НДМИ5-125-2350 - установка центробежного насоса модульного износостойкого исполнения с рабочими колесами двухопорной конструкции с осевой опорой вала, расположенной в гидрозащите, установка предназначена для скважин условным диаметром 5 дюймов, номинальная подача 125 м3/ сутки при напоре в 2350 м водяного столба), то сегодня понять и запомнить все знаки шифра просто невозможно без многостраничной инструкции. А при чтении шифра типа «ПЭЦН5-80 ARBH05» невольно вспоминаешь выражение А.С.Грибоедова смесь «фран-

цузского с нижегородским). Об этой проблеме говорят на всех конференциях и встречах, но ничего конкретного так и не сделано. Была попытка создать отраслевую независимую лабораторию скважинных насосных установок в рамках Национального института нефти и газа, однако, несмотря на многократные заверения в поддержке этого проекта руководителей различных нефтяных и машиностроительных компаний, финансирования лаборатория так и не получила. Видимо, и потребителям и производителям удобнее пользоваться разработками Американского нефтяного института(АНИ). Правда здесь возникает опасность полностью потерять «свое лицо» в этой области нефтяного машиностроения, которая, на мой взгляд, имеет очень высокую мировую известность и конкурентоспособность.

Еще одним типом насоса с погружным электродвигателем является винтовой насос. Винтовые насосы лучше всего подходят для диапазона подач 10-200 м3/сут с напором, не превышающем 1500 м. В силу своих конструктивных особенностей эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти, а также нефти при наличии в ней песка и попутного газа. Отсутствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяет работать этому виду оборудования в практически горизонтальных скважинах и при больших темпах набора кривизны. Однако наличие резиновой обоймы накладывает температурные ограничения на область применения винтовых насосов. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению подачи. Необходимо отметить, что отечественные заводы-изготовители установок винтовых насосов (АО «Ливгидро-маш», завод «Борец», Мотовилиха, ВНИИБТ-НПО «Бурение» и т.д.) не обеспечивает нефтяников необходимым оборудованием. Недостаток в подобных установках и их низкое качество приве-

ло к тому, что многие фирмы пытаются разработать и освоить производством либо свои собственные винтовые насосы, либо аналоги установок, выпускаемых указанными фирмами. И, наконец, последним видом серийно выпускаемого оборудования с погружным электродвигателем являются установки диафрагменных электронасосов типа УЭДН. Эти насосы позволяют добывать нефть с высокими технико-экономическими показателями из так называемых "песочных" скважин, а также из скважин, продукция которых содержит агрессивные компоненты. Опыт эксплуатации УЭДН позволил оценить надежность диафрагменных насосов в различных нефтяных регионах. Так, в АО "Башнефть" межремонтный период работы (МРП) скважин, эксплуатируемых УЭДН составил 440 суток, а в АО "Татнефть" на начало 2001 года - около 350 суток . Большим шагом в деле развития этого вида оборудования стало внедрение универсального токоввода в погружной электродвигатель, что позволит снять большее количество претензий к установкам диафрагменных насосов. К недостаткам данного вида оборудования можно отнести очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м3/сут напор насоса составляет 1700 м, а при подаче 16 м3/ сут напор - всего 650 м. Другим недостатком диафрагменных насосов является большой объем мертвого пространства, что не позволяет использовать его в скважинах со значительным содержанием газа в откачиваемой пластовой жидкости.

В НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса» № 3 за 2007 г. была опубликована статья А.И.Лепехи о роторно-вихревых насосах (РВН), предназначенных, в частности, для добычи нефти. Не отрицая положительных качеств, которые присущи этому виду насосных установок (высокие напоры одной ступени, малая полная мас-

са и длина погружного агрегата, удачный вид напорно-расходной характеристики), необходимо отметить, что часть информации указанной статьи не может быть принята специалистами, знакомыми с действительным положением дел в развитии этого вида оборудования. Действительно, НИР и ОКР по роторно-вихревым насосам долгое время велись в ОКБ БН и фирме «Борец», а затем - в ООО «ЛеАН» и ЗАО «Гидроэнергетические машины», однако до сих пор нет подтверждений ни от одной из нефтедобывающих фирм об их согласии на закупку хотя бы опытной партии этого вида оборудования. Проведение промысловых испытаний установок погружных электроприводных РВН смогло выявить только принципиальную работоспособность этого вида оборудования, надежность же и энергопотребление опытных образцов УЭРВН оказались существенно ниже, чем у серийно выпускаемых УЭЦН. К сожалению не смогли доказать свою эффективность и опытные образцы РВН для систем поддержания пластового давления, испытания которых проходили на объектах НК «РОСНЕФТЬ». Поэтому публикацию А.И.Лепехи надо, видимо, рассматривать, как еще один призыв к нефтяникам пристальнее присмотреться к достаточно интересной и перспективной разработке. И, конечно, необходимо провести стендовые испытания РВН для определения основных рабочих показателей этих машин при работе на разных модельных жидкостях, т.к. представляемые на различных презентациях (и в самой упомянутой статье) данные о напоре и, особенно, КПД роторно-вихревых насосов вызывают большое сомнение у специалистов. Традиционным и наиболее распространенным видом механизированной добычи нефти являются установки сква-жинных штанговых насосов (УСШН), которыми в Российской Федерации оборудовано свыше 50 % общего фонда нефтяных скважин. Для сравнения

нужно заметить, что в США этим видом оборудования оснащено около 90 % всего действующего фонда скважин. И хотя суммарная добыча нефти из скважин, оборудованных УСШН, в нашей стране составляет около 20 %, а в некоторых регионах(например - ОАО «Юганскнефтегаз») - и того меньше -всего 3-5 %, но эта самая «тяжелая» нефть: высоковязкая, горячая, с большим содержанием свободного газа, механических примесей. Кроме того, на сегодняшний день нет разумной альтернативы этому способу для работы в малодебитных скважинах, особенно при необходимости применения больших глубин подвески насоса. Каковы же перспективы применения оборудования, составляющего комплекс СШНУ и используемого сегодня в нефтяной промышленности России? С точки зрения экономических возможностей УСШН могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. Однако, этот вид оборудования очень чувствителен к целому ряду осложняющих факторов, среди которых одними из самых весомых являются кривизна ствола скважины, обводненность продукции, наличие механических примесей, вязкость откачиваемой пластовой жидкости, высокое свободное газосодержание. Непрерывное движение штанг вызывает усиленный износ штанговых муфт и, что особенно существенно, насосно-компрессорных труб. В результате многочисленных исследований установлена связь между наработкой на отказ ШСН, интенсивностью искривления стволов скважин и обводненностью продукции. Например, в условиях ННК "Башнефть" при увеличении темпа набора кривизны с 2 до 4 градусов на 10 м и обводненности продукции с 20 до 90% наработка ШСН снижается примерно в 2 раза. В настоящее время различные типы штанговых насосов выпускает 8 предприятий России, а также фирмы Азер-

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ насосы \\ 41

Таблица 1

Факторы, осложняющие эксплуатацию Штанговые Электроприводные Гидроприводные

Плунжерные Винтовые Центробежные Диафраг-менные Винтовые Гидропоршневые Струйные

Море Х Х ХХ ХХ ХХ ХХХ ХХХ

Пустыня ХХ ХХ ХХ Х ХХ ХХ ХХХ

Городская зона 0 ХХ ХХ ХХ ХХ ХХХ ХХХ

Одиночные скважины ХХХ ХХХ ХХ ХХХ ХХ Х Х

Куст скважин (искривленные и горизонтальные) Х ХХ ХХ ХХ ХХ ХХХ ХХХ

Большая глубина Х 0 ХХ 0 Х ХХХ ХХХ

Низкое забойное давление ХХХ ХХХ ХХ ХХ ХХ ХХХ Х

Высокая температура ХХ 0 Х 0 0 ХХ ХХ

Вязкая жидкость Х ХХХ 0 0 ХХХ ХХ Х

Коррозионная жидкость Х Х Х ХХХ ХХ ХХХ ХХХ

Наличие песка Х ХХ Х ХХХ ХХ Х Х

Солеотложения Х Х Х ХХ ХХ ХХ ХХ

Опасность образования эмульсии Х ХХ 0 0 ХХ Х 0

Высокий газовый фактор Х ХХ Х 0 ХХ Х ХХ

Примечание. Оценка работы: 0-плохо; байджана и Украины, большое количество фирм предлагает потребителям приводы разных конструкций (станки-качалки), насосные штанги, вспомогательное оборудование. Но, не смотря на то, что практически все поставщики прошли сертификацию своего производства на ^09000, а многие имеют и сертификаты АНИ, не все поставляемые нефтяникам виды оборудования имеют одинаково высокое качество. Это часто приводит к тому, что от услуг того или иного поставщика нефтяники отказываются.

Оценивая выпускаемое в России оборудования для добычи нефти скважин-ными штанговыми насосами, можно ли сказать, что в настоящее время нефтяники обеспечены всем необходимым для эксплуатации скважин штанговыми насосными установками? Да, если говорить об обычных или «мягких» условиях эксплуатации (де-биты от 3-5 до 20-30 м3/сутки, глубины подвески - до 1500-1700 м, отсутствие или малое влияние коррозии и т.д.). Однако, в настоящее время большая часть месторождений с «легкой» неф-

Х-удовлетворительно; ХХ-хорошо; ХХХ-отлично

тью находится на последней стадии разработки, к тому же разработка ведется со все возрастающими депрессиями на пласт, повышением обводненности и количества свободного газа в пластовом флюиде, прогрессирующим солеотложением и увеличением коррозионной активности добываемой жидкости, а на очереди стоят месторождения с высоковязкими, коррозионно-активными пластовыми жидкостями, с большой глубиной залегания пласта и низкими пластовыми давлениями. Для этих осложненных условий эксплуатации оборудование отечественные заводы практически не выпускают. Попробуем проанализировать, почему сложилась такая ситуация в российском нефтяном машиностроении? Видимо, здесь есть несколько основных причин.

Причина №1. Российские нефтяники считают, что СШНУ надо эксплуатировать в малодебитных и неглубоких скважинах, т.е. этот вид оборудования, якобы, не отвечает концепции интенсификации добычи нефти, связанной с форсированными отборами за счет

увеличения депрессии на пласт и с резким увеличением глубины спуска оборудования.

Причина №2. Из-за малых и средних дебитов, а также из-за достаточно большой «инерции» наземного оборудования СШНУ (привод нелегко перевезти со скважины на скважину, трудно изменить основные параметры работы оборудования) средние сроки окупаемости приобретаемого нового оборудования СШНУ оказываются достаточно растянутыми. Причина №3. Попытки использования «старых» (не предназначенных для интенсивной добычи нефти) видов оборудования приводят к частым отказам, увеличению эксплуатационных затрат, сокращению рентабельности добычи нефти с помощью СШНУ. Причина №4. В России практически нет ни одного машиностроительного комплекса, который бы поставлял скважинную штанговую насосную установку комплектно и занимался бы ее сервисом и прокатом. Всё это вместе взятое приводит к постоянному снижению закупок нефтяни-

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 11 \\ ноябрь \ 2007

ками нового штангового насосного оборудования, выделению средств на этот способ добычи нефти по остаточному принципу, использованию оборудования, многократно выработавшего свой ресурс, снижению наработки оборудования до отказа, уменьшению технико-экономической эффективности использования штангового способа добычи нефти. Как следствие - уменьшение внимания руководства нефтедобывающих предприятий к этому способу добычи нефти, перевод скважин с СШНУ в категорию нерентабельных, выделение для этих скважин средств для проведения исследований и подземных ремонтов в последнюю очередь. Проанализируем, насколько указанные причины являются достоверными и смогут ли они затормозить развитие скважинной штанговой добычи нефти в России.

1. Постулат о возможности применения

СШНУ только при малом дебите совершенно неверен, что многократно было доказано и не только практикой добычи нефти в США (дебиты до 200-300 тонн/сутки), но и эксплуатацией такого, например, месторождения, как Тара-совское («Пурнефтегаз»). Применение на средне- и высокодебитных скважинах этого месторождения установок ЭЦН в 1996-1999 г.г. не оправдало себя, т.к. высокие температуры откачиваемой жидкости и высокие значения свободного газосодержания приводили к быстрому выходу оборудования из строя. Тогда ставка была сделана на СШНУ. Применялось как отечественное (станки-качалки типа СК8 и СКД8, ПФ8) так и импортное (станки-качалки и12, МагкП) наземное оборудование. Использовались зарубежные и отечественные штанги и скважинные насосы, а также оригинальные, разработанные сотрудниками «Пурнефтегаз»,

скважинные газовые сепараторы. При этом глубины подвесок насосов достигали 2200 м, условные диаметры сква-жинных насосов - 57 мм, дебиты -60-70 м3/сутки. Необходимо отметить, что в рассматриваемый период цена на нефть была в 4-6 раз меньше, чем в настоящее время, однако указанное оборудование работало с большим экономическим эффектом. Современное состояние с ценами на нефть и возможностями отечественной (в частности - конверсионной) промышленности в применении высококачественных материалов и новых конструкторских разработок позволяют уверенно говорить о том, что СШНУ могут применяться для добычи нефти с дебитами в 50-60 куб.м/сутки с глубин в 2000 м. При этом нагрузка на головку балансира не превысит величин в 120 - 130 кН (12-13 тонн), а максимальные приведенные напряжения в колонне

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

» МУФТЫ

ДОЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ШТАНГОВЫЕ ЮТЕВОДМЕ

> ПЕРЕВОДНИКИ

Т РЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

> ЗАМКИ

Т ИЗНОСОСТОЙКИЕ ЗАМКОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

{!! Г

624190, Россия, г. Невьянск, Октябрьский проспект, 2. Тел./факс: (34356)21338 e-mail: tk_nmz@hotbox.ru

щ

(J) (34356) 24914

i

Рис. 2. Напорно-расходные характеристики стандартной ступени ЭЦН5-50 и новой ступени с открытым рабочим колесом

штанг составят 130-140 МПа. Для указанных нагрузок и напряжений у российских машиностроителей есть и необходимые конструкции (например -цепные приводы СШНУ) и материалы. 2. «Инерционность» наземного оборудования СШНУ можно компенсировать более точными знаниями о возможности оптимизации той или иной скважины. Это может быть обеспечено комплексными исследованиями скважин, в частности, с помощью передвижной автономной качалки (например - передвижной буксируемый привод штанговых глубинных насосов ПШГНТ ПБ 10-3-5500 УФГП «Урал-трансмаш»), которая обеспечит пробную эксплуатацию скважины с различными режимами откачки. Другим вариантом уменьшения «инерционности» приводов СШНУ и возможности быстрой смены оборудования на скважине может быть признан вариант использования новых разработок - ги-дрофицированных станков-качалок (например - ПГМЗ-02 АО «Мотовили-хинские заводы»), не требующих мощных громоздких фундаментов (они

опираются на колонную головку самой скважины) и имеющих малую массу. 3. Стремление сэкономить на приобретении нового оборудования для СШНУ (использование старых станков-качалок, отработавших свой ресурс насосных штанг и штанговых насосов) не может позволить увеличить глубины подвесок и дебитов насосных установок. Этому оборудованию в старых рамках бы продержаться. В существующих и достаточно широко распространенных программах подбора сква-жинных насосных установок (Автотехнолог, Насос, Сириус и т.д.) даже есть понятие «допустимые нагрузки» или «допустимые приведенные напряжения» старых или бывших в употреблении насосных штанг. Эти величины, как показали исследования, в 1,5-2,5 раза меньше, чем соответствующие показатели для новых штанг. Поэтому требовать от этого вида оборудования увеличения рабочих нагрузок, с чем однозначно будет связана интенсификация добычи нефти, невозможно. Справедливости ради надо заметить, что такое же положение характерно и для других

установок: глупо было бы требовать от установки ЭЦН5-50-1500 с двигателем ПЭД117-32В5 и кабелем КПБП3-16 добывать 80 куб.м/сутки с динамического уровня 2000 м из высокотемпературной скважины!

4. Нарекания нефтяников в свой адрес машиностроители, выпускающие отдельные виды нефтепромыслового оборудования обычно стараются отмести, ссылаясь на различные причины, в первую очередь - на неправильную работу или низкое качество других комплектующих установок. Например, изготовители насосных штанг ссылаются на плохое качество скважинных насосов (низкие коэффициенты наполнения, «сухое» трение, заедание плунжера и т.д.), на «неправильный» закон движения точки подвеса колонны насосных штанг из-за плохой конструкции или плохой балансировки станка-качалки и т.д. Все это уже проходили нефтяники при работе с УЭЦН. Положение кардинально поменялось после того, как нефтяниками было принято решение о комплектных закупках оборудования. Это привело к тому, что про-

изводители стали готовить к поставке не один вид оборудования, а целый комплекс. На выпуск комплектных (комплексных) установок перешли практически все ведущие российские фирмы-изготовители УЭЦН. В такую комплектную установку входит погружной электродвигатель с гидрозащитой, электроприводной центробежный насос, газосепаратор или газосепаратор-диспергатор, клапанный узел, кабельная линия с термостойким удлинителем, станция управления, дополнительное оборудование. Теперь поставщик отвечает за весь комплекс в целом, и ссылаться на кого-то уже нет смысла. Кроме того, эти же фирмы провели огромную работу по созданию сети сервисных центров и служб, обеспечивающих поставку, обслуживание, ремонт оборудования, а зачастую - проведение работ по внедрению и выводу на режим скважинных насосных установок. Именно по этому пути, на мой взгляд, надо идти и производителям скважинных штанговых насосных установок. В связи с изложенным выше можно сделать вывод о том, что ситуация с уменьшением потребности нефтяников в скважинных штанговых установках имеет две основные причины. Во-первых, нефтяники не верят в быструю окупаемость существующих видов этого оборудования и не хотят рисковать своими деньгами. Во-вторых, предприятия нефтяного машиностроения боятся вкладывать деньги в новые разработки и новые технологии создания и сервиса СШНУ.

Одним из перспективных видов оборудования, особенно для добычи нефти из наклонно-направленных и горизонтальных скважин, являются гидроприводные насосы. В настоящее время в России и за рубежом наибольшее распространение получили так называемые гидропоршневые установки, то есть такие установки, у которых силовой привод (силовой насос) находится на поверхности, а распределительное

устройство и рабочий орган - спущены в скважину. Данный вид оборудования обеспечивает самые большие напоры (до 4000 м) и достаточно большие подачи (до 400 м3/сут) благодаря высокому числу ходов поршня, которое может превышать 100 1/мин. Максимальный КПД гидропоршневых насосов составляет около 32 % при подачах 60-80 м3/сут. Установки данного типа позволяют использовать групповой гидравлический привод (на несколько скважин), дают возможность плавно регулировать подачу насоса без его остановки. Спуско-подъемные операции полностью механизированы, а надежная герметизация устья скважины при смене погружного агрегата исключает загрязнение окружающей среды. К недостаткам данного вида оборудования можно отнести следующие:

1. Затруднена добыча нефти с высоким содержанием песка и газа.

2. Требуется спуск в скважину двух колонн НКТ и пакера (для установок с закрытой системой циркуляции).

3. Трудности при подготовке рабочей жидкости.

4.Проблема безопасности, в том числе экологической, так как при авариях происходят значительные утечки нефти из системы.

5.Высокая стоимость как погружного агрегата, так и наземного оборудования. Все это приводит к тому, что данный вид оборудования нерационально использовать для добычи нефти из одиночных малодебитных скважин. Такие установки используются для групповой добычи нефти (8-16 скважин).

В настоящее время в России ведутся работы по внедрению струйных насосов для добычи нефти. Имея более низкую стоимость, чем гидропоршневые, струйные насосы имеют сравнительно низкий КПД, который еще более уменьшается с ростом напора и подачи. При малых дебитах КПД струйного насоса составляет порядка 21 %, а при дебитах более 250 м3/сут - снижается до 18 %.

Кроме того, струйные насосы нужно заглублять под динамический уровень до достижения давления на приеме, которое обеспечит отсутствие кавитации. В России разрабатывается и выпускается серия струйных насосов с производительностью от 100 до 600 м3/сут. Обобщенные сведения о возможностях разных способов эксплуатации нефтяных скважин представлены в таб. 1. Огромное разнообразие условий эксплуатации нефтяных месторождений России - дебиты скважин от долей единицы до тысяч кубических метров в сутки, глубины скважин от 300 до 4500 м, различное содержание в пластовой жидкости газа, воды, механических примесей и коррозионно-актив-ных веществ, изменяющаяся в сотни раз вязкость пластового флюида, различные географические, технические и экономические факторы работы нефтедобывающих предприятий - привели к тому, что для эффективной добычи нефти требуется значительное количество типоразмеров скважинных насосных установок. Например, в настоящее время на нефтяных промыслах страны только скважинных штанговых насосов насчитывается более 90 типоразмеров с условными диаметрами плунжера от 29 до 95 мм и длиной хода от 0,6 до 6 м. Еще большее разнообразие типоразмеров наблюдается среди установок электроприводных центробежных насосов. Здесь необходимо иметь ввиду различные диаметральные габариты установок (для обсадных колонн разного диаметра), а также различие в подачах (от 10-18 куб.м/сутки до 4000 куб.м/ сутки), напорах (от 300 до 3000 м водяного столба), возможности работы с пластовыми жидкостями с большим содержанием механических примесей и коррозионно-активных веществ. Намного меньшим количеством типоразмеров представлены установки винтовых и диафрагменных насосов, однако это объясняется недостаточно боль-

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ насосы \\ 45

шим объемом внедрения этих видов оборудования. Видимо, с расширением внедрения диафрагменных и винтовых (в том числе с поверхностным приводом) насосов существенно расширится и гамма выпускаемого оборудования. Однако наличие огромного числа типоразмеров скважинных насосных установок для добычи нефти не является роскошью или блажью нефтяников и машиностроителей, а продиктовано, как уже было показано выше, разнообразием условий эксплуатации. В принципе, разработанный несколько лет назад в РГУ нефти и газа им.Губкина тезис о том, что для каждой скважины нужно свое, сугубо индивидуальное оборудование, сегодня находит свое подтверждение в практике нефтедобычи. Существенное изменение условий эксплуатации нефтяных месторождений очень сильно влияет и на выбор материалов и технологий изготовления основных элементов скважинных насосных установок. Если всего несколько лет назад для изготовления рабочих колес центробежных насосов использовались лишь три вида материалов -серый модифицированный чугун, ни-кельсодержащий чугун типа нирезист и полиамидные смолы - то в настоящее время практически все фирмы-изготовители УЭЦН ведут работы по поиску и освоению производством новых материалов и новых технологий изготовления изделий с наперед заданными механическими свойствами. Здесь надо отметить и работы по применению порошковых металлических композиций, и комплекс работ по совершенствованию технологии литья рабочих колес и направляющих аппаратов, обеспечивающих кратное снижение количества брака, значительное сокращение припусков и повышение чистоты поверхности рабочих каналов на два квалитета по сравнению с существующими технологиями. Очень интересны результаты исследований, которые показывают возможность и эф-

фективность перехода к изготовлению рабочих колес и направляющих аппаратов ЭЦН из легированных сталей с помощью литья, а также использование для этих целей композиционных материалов. Отдельно нужно сказать о новых ступенях для центробежных насосов. Основу таких ступеней составляют рабочие колеса открытого типа, имеющие в 2-3 раза большую напор-ность и малую чувствительность к наличию свободного газа в откачиваемой жидкости (рис.3).

Применение подобных ступеней в составе ЭЦН позволит значительно сократить длину погружного насосного агрегата и отказаться в ряде случаев от достаточно сложных и недостаточно надежных устройств типа газосепаратор или диспергатор. Все эти нововведения позволяют существенно повысить качество и технико-эксплуатационные характеристики установок для добычи нефти, что позволяет решать вопросы об отказе от импорта насосного оборудования при эксплуатации скважин с осложненными условиями. Существующее положение с закупкой и эксплуатацией импортных насосных установок может быть объяснено переходом многих нефтяных компаний на работу со сложнопостроенны-ми месторождениями, эксплуатация которых требует очень высоких показателей надежности насосного оборудования. В этом случае трех-пяти кратное превышение цены импортного оборудования над отечественным компенсируется снижением эксплуатационных затрат (затраты на проведение подземных ремонтов, затраты на транспортные операции, затраты на вывод скважин на режим после проведения ПРС) и снижением потерь нефти. Однако очень часто руководители нефтедобывающих предприятий, получая положительный эффект от внедрения импортной техники на сложных объектах, пытаются перенести его на все скважины своих месторождений. А, как было уже сказано вы-

ше, каждая скважина имеет свой «характер», к которому надо подходить с индивидуальной меркой. В связи с этим часто применение импортных насосных установок можно сравнить со стрельбой из пушки по воробьям - много шуму и затрат, а эффект минимальный. Для определения необходимости применения того или иного вида оборудования, а также выбора исполнения оборудования и фирмы-поставщика промысловикам необходим инструмент, в качестве которого на многих месторождениях применяют программно-аппаратные комплексы подбора и диагностики скважинных насосных установок. Такие комплексы имеют развитые базы данных - справочники по выпускаемому оборудованию, по гидрогазодинамическим характеристикам пластового флюида, по конструкции скважин с учетом инклинограмм. Сочетание программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок с методикой определения категорийности сложности эксплуатации скважин, основанной на многокритериальной оценке эксплуатационных параметров, позволяет разбить весь фонд скважин на несколько категорий. В зависимости от категории эксплуатационной скважины для нее можно выбрать оптимальный вариант нефтедобывающего оборудования, а также перечень и последовательность необходимых технологических работ по подземному ремонту скважины, обеспечивающих наибольший технико-экономический эффект. Практика показала, что только на 10-15 % скважин даже на месторождениях со сложными геолого-техническими условиями эксплуатации необходимо применение дорогостоящего оборудования, в частности - импортного. Сочетание различных осложняющих условий эксплуатации приводит к снижению технико-экономических показателей работы насосного оборудования. Как показал анализ литературных

источников, в скважинах без осложнений, межремонтный период выше, чем в скважинах, осложненных:

• газовым фактором - от 1,5 до 4 раз;

• в скважинах с высоким содержанием песка - от 5 до 10 раз;

• в наклонных скважинах (до 65О от вертикали) - от 2 до 5 раз;

• в коррозионно-активных скважинах - от 3 до 6 раз.

Несмотря на то, что представленные здесь цифры являются средними, они дают, тем не менее, общую картину влияния условий эксплуатации на наработку на отказ.

Анализ промысловых условий показал, что очень часто параметры, характеризующие пластовые флюиды в несколько раз превышают указанные в технических условиях. Например, из скважин часто выносится кварцевый песок с твердостью 7 баллов по шкале Мооса (твердость по шкале Викерса HV =

1000-1100 кгс/мм2) имеющий угловатую и оскольчатую форму. Радиальная опора ступени обычно состоит из латунной втулки ^ = 100-130 кгс/мм2) и расточки направляющего аппарата (чугун серый, модифицированный цезием и бором HV = 170-240 кгс/мм2). Из сравнения твердостей металлов радиальной опоры ступени насоса и абразива (песок) видно, что твердость песка в 5-10 раз выше. Естественно, что в этом случае наработка до отказа центробежного насоса будет в несколько раз меньше, чем указано в технической документации. В этом случае довольно странно звучат претензии промысловиков к качеству машиностроительной промышленности. С другой стороны, часто претензии к качеству насосных установок являются обоснованными, что привело к практически повсеместному внедрению 100% входного контроля постав-

ляемого оборудования. Для этого в нефтедобывающих или сервисных фирмах ведется большая работа по созданию и внедрению специальных стендов, с помощью которых определяются основные рабочие показатели насосных установок. В связи с вышеизложенным на современном этапе необходимо, используя весь накопленный опыт создания и эксплуатации насосных установок, разрабатывать новое оборудование на основе современных научных подходов к вопросам анализа и синтеза основных конструктивных схем, определения основных исходных данных для проектирования, выработки методик подбора и эксплуатации нефтепромыслового оборудования и определения надежности оборудования при осложненных условиях добычи нефти.

ПРОИЗВОДСТВО ГЕОТЕКСТИЛЬНЫХ ПОЛОТЕН

| балластировка трубопроводов | укрепление откосов и склонов | обустройство месторождений нефти и газа | строительство автомобильных дорог | строительство инверсионных кровель строительство полигонов бытовых и промышленных отходов

и многое другое в промышленном строительстве

307170, Курская область, г. Железногорск, ул. Мира, 67 тел./факс: (47148) 4-80-92 | e-mail: sale_nipromtex@mail.ru

НИПРОМТЕ КС

www.nipromtex-connect.ru.