Надежность элементов электроцентробежных нефтенасосов 1     Установки электроцентробежных нефтенасосов [1-3] (УЭЦН) можно рассматривать как систему таких последовательно соединенных элементов, как кабель основной, кабель соединительный (удлинитель), погружной электродвигатель (ПЭД), нефтенасос. Применение множественного регрессионного анализа при исследовании влияния на наработку до отказа УЭЦН таких эксплуатационных факторов в нефтяных скважинах, как температура, концентрация механических примесей в скважинной жидкости, заглубление под динамический уровень, обводненность, показало незначимость на уровне 0,05 влияния этих факторов [4]. Аналогичные результаты были нами получены при анализе эксплуатации УЭЦН в 2005-2006 гг. на нефтяных месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз». Можно предположить, что такие результаты связаны с рядом причин. Рассмотрим влияние температуры в месте подвески УЭЦН в нефтяных скважинах на наработку их до отказа.

Так как отказы УЭЦН в большинстве случаев связаны с отказами электрической изоляции кабелей и ПЭД, то можно ожидать, согласно закона 10 Кельвинов, что влияние температуры на наработку УЭЦН до отказа будет значительным. 

     В то же время следует иметь в виду, что обмоточные провода ПЭД с запеченной полиимидно-фторопластовой изоляцией могут длительно эксплуатироваться в среде электроизоляционного масла при температуре до 160 оС и выше. Теплостойкий кабель длиной 150-200 м, используемый как удлинитель кабельной линии УЭЦН, может также длительно эксплуатироваться при температуре 120-160 оС в зависимости от марки кабеля. Электрическая изоляция как ПЭД, так и удлинителей, может выдерживать кратковременно при срыве подачи откачиваемой скважинной жидкости значительно более высокую температуру. При этом температура в месте подвески УЭЦН в нефтяных скважинах Западной Сибири обычно не превышает 80-90 оС и только на некоторых месторождениях достигает 110-120 оС, где в основном используют УЭЦН в теплостойком исполнении. Значительное кратковременное повышение температуры в месте подвески УЭЦН при срыве подачи откачивающей жидкости может привести к их отказам.

Надежность элементов электроцентробежных нефтенасосов 2

     При этом срыв подачи откачиваемой скважинной жидкости практически не связан с температурой в месте подвески УЭЦН, что приводит к незначимости влияния этой температуры на наработку УЭЦН до отказа. При увеличении обводненности нефтяных скважин происходит как увеличение износа рабочих органов насосов и увеличение вероятности срыва подачи откачиваемой жидкости, так и снижение концентрации свободного газа в месте подвески УЭЦН, что уменьшает вероятность срыва подачи откачиваемой насосом жидкости. Таким образом, наличие конкурирующих механизмов приводит к значительному снижению влияния фактора обводненности на наработку УЭЦН до отказа. Динамический уровень в нефтяной скважине, определяемый методом отражения звука от поверхности жидкости, в некоторой степени искажается в связи с наличием пены на поверхности жидкости. При этом, между замером динамического уровня в скважинах и отказами в них УЭЦН проходит некоторое время, за которое этот уровень может значительно измениться, а, следовательно, изменится и заглубление УЭЦН под динамический уровень. Это приводит к незначимости влияния заглубления под динамический уровень на наработку УЭЦН до отказа. Наработка до отказа УЭЦН, изготовленных на одних и тех же заводах России, при эксплуатации на различных месторождениях Западной Сибири значительно отличается. 

     Так, если в ОАО «Лукойл-Западная Сибирь» наработка до отказа УЭЦН превышает 400 суток, то, например, в ОАО «Пурнефтегаз», ОАО «Самотлорнефтегаз» она составляет 120-130 суток. Можно предположить, что основной причиной такого значительного отличия в наработке до отказа УЭЦН нарассматриваемых месторождениях является различная концентрация и абразивные свойства механических примесей, а также различное содержание газа в скважинной жидкости. При этом, можно предположить, что концентрация механических примесей, определяемая при отборе проб скважинной жидкости, слабо коррелирует с истинной концентрацией механических примесей в этой жидкости. Так, коэффициент корреляции между наработкой до отказа УЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз» в 2006 г. и концентрацией механических примесей в скважинах составил 0,1, что свидетельствует об очень слабой корреляции. Известно, что математические модели плохо работают тогда, когда некоторые существенные факторы в них опущены, а другие измерены с недостаточной точностью, как, например, при оценке влияния эксплуатационных факторов на наработку до отказа УЭЦН. В этом случае можно использовать метод анализа иерархий, который рекомендует нахождение отношений через парные сравнения по шкале 1-9 [5]. Результаты применения этого метода для оценки влияния эксплуатационных факторов на наработку до отказа УЭЦН даны в таблицах 1-8. 

Надежность элементов электроцентробежных нефтенасосов 3     Данные в табл. 1-6 можно считать согласованными, так как отношение согласованности (ОС), равное отношению индекса согласованности (ИС) к случайному индексу (СИ), в основном не превышает критического значения 0,2. Согласованность свидетельствует отранзитивности данных в таблицах. Проанализируем данные, представленные в табл. 1-6. ИС = (max N)/(N 1), где N — число строк в матрице; max — параметр, характеризующий транзитивность элементов матрицы. Из табл. 1 следует, что наибольшее влияние (56 %) на наработку до отказа ПЭД оказывают нефтяные скважины. Действительно, наличие в скважинах механических примесей приводит к быстрому износу рабочих органов и срыву подачи откачиваемой скважинной жидкости. При этом может произойти перегрев ПЭД, выброс через торцевое уплотнение электроизоляционного масла, попадание в ПЭД скважинной жидкости и пробой электрической изоляции. При срыве подачи откачиваемой жидкости возможно также оплавление удлинителя и кабельной муфты, попадание при этом жидкости в ПЭД и пробой его электрической изоляции. Влияние эксплуатационных подразделений нефтяников на отказы ПЭД составляет 25 %. При этом предполагается, что качество подготовки скважин эксплуатационными подразделениями нефтяников в значительной степени сказывается на концентрации механических примесей в скважинной жидкости, а также на продуктивных свойствах пласта. 

     В действительности, основное влияние на концентрацию механических примесей в скважинной жидкости оказывает геологическое строение пласта. Ввиду этого данные о 25 % отказов ПЭД по причине эксплуатационных подразделений нефтяников представляются завышенными. Влияние ремонтных подразделений нефтяников на наработку до отказа ПЭД составляет 6 %. При профилактических ремонтах ПЭД ремонтными подразделениями нефтяников обычно заменяются на новые заводского производства торцевые уплотнения и резиновые диафрагмы, а также заменяется электроизоляционное масло. При выполнении этих операций вероятность брака невелика. Так называемый брак монтажа ПЭД проявляется в период приработки УЭЦН в нефтяных скважинах (до 30 суток). Ремонтные подразделения нефтяников вместе с эксплуатационными подразделениями также участвуют в выводе УЭЦН на режим. При некачественном выводе на режим могут проявиться в дальнейшем отказы ПЭД. Влияние заводов-изготовителей на отказы ПЭД составляет 13 %. В то же время на насосы, имеющие значительно более простую конструкцию, это влияние составляет 19 % (см. табл. 2). 

     Можно предположить, что, когда наработка до отказа УЭЦН составляет 100 120 суток, далеко не все заводские дефекты конструкций ПЭД успевают проявиться. В этом случае отказы ПЭД происходят в основном из-за попадания скважинной жидкости в электроизоляционное масло ПЭД при их перегреве из-за срыва подачи откачиваемой жидкости. Действительно, анализ отказавших ПЭД, у которых электрическое сопротивление изоляции равно 0 (Rиз= 0), показывает, что в большинстве случаев у них наблюдается значительное снижение электрической прочности электроизоляционного масла из-за попадания в него скважинной жидкости. Из табл. 2 следует, что 63 % отказов насосов связано с влиянием нефтяных скважин. При анализе отказов насосов следует иметь в виду, что отказы самих насосов по причине, например, слома вала происходят достаточно редко (6-7 %). Наличие в скважинной жидкости высокой концентрации механических примесей и высокого содержания газа на приеме насоса могут привести к срыву подачи откачиваемой жидкости. При этом происходит значительное повышение температуры и отказы электрической изоляции УЭЦН. 

Надежность элементов электроцентробежных нефтенасосов 4     Возможно также заклинивание насосов, забитых механическими примесями. Из табл. 3 следует, что 73 % отказов теплостойких удлинителей определяются влиянием нефтяных скважин. Так, при срыве подачи откачиваемой скважинной жидкости, например, из-за износа рабочих органов насосов механическими примесями происходит оплавление удлинителей и муфт. Влияние нефтяных скважин на электрическую изоляцию основных длин кабелей не рассматривалось по следующей причине. При срыве подачи откачиваемой скважинной жидкости может произойти значительное повышение температуры и отказы изоляции ПЭД и теплостойких удлинителей, имеющих длину 150-200 м. В то же время этот срыв подачи жидкости практически не сказывается на температуре эксплуатации электрической изоляции основных длин кабелей. Эта изоляция эксплуатируется в среде скважинной жидкости при воздействии гидростатического давления до 20 МП и температуры до 80 oС. Такое воздействие для различных типов электрической изоляции исследовано в термобароклавах достаточно подробно в 60-80-е годы ХХ века [3]. 

     При этом следует иметь в виду, что влияние термобарического старения не является основной причиной отказов электрической изоляции кабелей для нефтенасосов при наработке УЭЦН до отказа в 100-120 суток. В этом случае можно предположить, что основной причиной отказов кабелей являются частые спуско-подъемные операции УЭЦН и последующие профилактические ремонты кабелей.Если в табл. 1-3 рассмотрено общее влияние нефтяных скважин на наработку до отказа элементов УЭЦН, то в табл. 4-6 дан анализ воздействия каждого из факторов нефтяных скважин на наработку УЭЦН. Так, из табл. 4-6 следует, что наибольшее воздействие на наработку до отказа ПЭД, насосов и теплостойких удлинителей оказывают механические примеси в скважинах. Причины этого воздействия рассмотрены при анализе данных табл. 1-3. Представляет интерес рассмотреть влияние других эксплуатационных факторов нефтяных скважин на наработку до отказа элементов УЭЦН. 

Надежность элементов электроцентробежных нефтенасосов 5     Из табл. 4 следует, что причиной 26 % отказов ПЭД является срыв подачи откачиваемой жидкости из-за высокой концентрации газа на приеме насоса. В то же время отказы ПЭД из-за срыва подачи откачиваемой жидкости по причине недостаточного заглубления УЭЦН под динамический уровень приводят к 14 % отказов ПЭД. Почти в два раза меньшее влияние заглубления под динамический уровень на наработку до отказа ПЭД, чем влияние концентрации свободного газа на приеме насоса, вполне объяснимо. Так, заглубление УЭЦН под динамический уровень можно регулировать, подбирая насос соответствующей производительности или изменяя производительность насоса путем изменения скорости вращения ПЭД. В то же время значительно уменьшить концентрацию свободного газа на приеме насоса, используя газосепаратор, достаточно сложно. Из табл. 5 следует, что основное влияние на надежность насосов (69 %) оказывают механические примеси, что подробно рассмотрено при анализе данных табл. 2. 

Надежность элементов электроцентробежных нефтенасосов 6

     Около 15 % отказов насосов связано с обводненностью скважин, так как наблюдается повышенный износ рабочих органов насосов в воде по сравнению с их износом в нефти. Это приводит к срыву подачи откачиваемой жидкости. Если учесть, что с ростом обводненности уменьшается концентрация свободного газа на приеме насоса и, следовательно, уменьшается вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости, то данные о 15 % отказов по причине обводненности можно считать завышенными. Из анализа данных табл. 6 следует, что влияние на надежность теплостойких удлинителей рассматриваемых факторов связано в основном со срывом подачи откачиваемой жидкости и оплавлением при этом электрической изоляции удлинителей и муфт. 

     Метод анализа иерархий позволяет на основании данных таблиц 7-8 получить сведения об обобщенном воздействии рассматриваемых факторов на ПЭД, насос, удлинитель. Используя произведения матриц из таблиц 7, 8, получаем обобщенное воздействие факторов на элементы УЭЦНТаким образом, при обобщенном воздействии рассматриваемых факторов распределение отказов элементов УЭЦН следующее: ПЭД — 51 %, насосы — 40 %, удлинители — 9%. Результаты оценки надежности элементов УЭЦН, полученные методом анализа иерархий, сопоставлялись с данными разборки 1500 УЭЦН, отказавших в нефтяных скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз» в 20052006 гг. Распределение причин отказов этих УЭЦН следующее: геолого-технические мероприятия — 20 %, заклинивание насосов — 10 %, снижение электрического сопротивления изоляции — 27 %, уменьшение добываемой жидкости — 29 %, отсутствие добываемой жидкости — 14 %. Рассмотренные отказы УЭЦН более чем в 70 % случаев вызваны высокой концентрацией и абразивными свойствами механических примесей в скважинной жидкости. Полученные данные достаточно хорошо совпадают с результатами, полученными при использовании метода анализа иерархии для исследования надежности элементов УЭЦН (см. табл. 1-8). 

     Это дает возможность считать применение данного метода успешным для оценки надежности элементов УЭЦН.Процент отказов УЭЦН по причине снижения сопротивления изоляции кабелей весьма существенен. Повышение качества изоляции возможно с применением многофакторного физико-математического моделирования технологии изолирования токопроводящих жил [6], а определение надежности кабелей — с помощью Байесовского оценивания [7].


Рекомендуйте эту статью другим!