Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технических и технологических решений повышения производительности работы нефтяных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технических и технологических решений повышения производительности работы нефтяных скважин"

УДК 622.27'

На правах рукописи

005050278

ПЕТРУХИН СЕРГЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

6 ПАР 7,113

Уфа 2013

005050278

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»),

- доктор физико-математических наук Пахаруков Юрий Вавилович

- Карамышев Виктор Григорьевич,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный специалист по патентной и изобретательской работе

- Брка Борис Александрович,

кандидат технических наук, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», начальник отдела технологического проектирования

Ведущая организация - Государственное автономное научное

учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии наук РБ

Защита состоится 28 февраля 2013 года в Ю30 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 28 января 2013 года.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Лариса Петровна Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Основная доля добычи нефти в России осуществляется установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), в том числе по Тюменской области -по-прежнему основному региону добычи нефти. Данный способ является ведущим по объему добываемой продукции и по количеству эксплуатационного фонда скважин. В регионе УЭЦН обеспечивают до 70 % объема добычи; фонд скважин, эксплуатируемых ими, составляет около 60 %.

Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке залежей со сложным геологическим строением, а также большим количеством мало- и среднедебитных скважин.

Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ней значительного количества механических примесей и солей, интенсификацией процессов коррозии оборудования. На этой стадии широко применяется метод увеличения нефтеотдачи, названный форсированным отбором жидкости, заключающийся в увеличении градиента давления и скорости фильтрации в прискважинной зоне пласта.

В этих условиях актуальным является использование высокопроизводительных установок ЭЦН, в том числе с частотно-регулируемым приводом (ЧРП).

Форсированный режим отбора жидкости из скважины требует повышения подводимой к насосному агрегату мощности для увеличения подачи. Эффективным инструментом повышения мощности (и, соответственно, подачи) в насосных установках с частотно-регулируемым приводом является увеличение частоты вращения вала, что обеспечивается увеличением частоты питающего напряжения.

Регулирование частоты питающего напряжения в таких установках изменяет напорно-расходную характеристику насоса в широком диапазоне, что требует подбора оптимального режима эксплуатации системы «насос -скважина - пласт».

Эксплуатация скважин такими установками связана с рядом технологических особенностей, недостаточно изученных до настоящего времени. Среди них особое место занимает повышенная вибрация на некоторых режимах работы установки. Экспериментальными исследованиями установлено скачкообразное нарастание вибрации при увеличении мощности, что может стать одной из главных причин «отказа» и возникновения аварийных ситуаций с погружным оборудованием. Необходимость остановки оборудования и его ремонта снижает общую производительность скважин и эффективность разработки месторождения в целом. В связи с этим актуальной является разработка методов улучшения технологических показателей работы насосного оборудования.

Цель работы — повышение эффективности освоения нефтяных месторождений разработкой научно обоснованных технических решений, направленных на увеличение производительности работы скважин, оборудованных УЭЦН, за счет снижения вибрации оборудования при интенсивном отборе жидкости.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ состояния работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследовать вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определить причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала;

2. Выявить пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки;

3. Разработать теоретическую модель механизма возникновения повышенной вибрации насосного оборудования с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий;

4. Разработать мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости;

5. Провести промысловые испытания рекомендованных решений и разработать нормативную документацию на их промышленное внедрение.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе данных о состоянии выбранного объекта, результатах лабораторных и промысловых исследований с использованием современных средств измерения и методов обработки статистической информации, математическом моделировании и систематизации полученных результатов применения предложенных разработок.

Научная новизна результатов работы

1. Выявлен диапазон частотного режима напряжений электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН из скважины становится аварийно опасной. Дано объяснение полученному явлению.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников с частотой вращения вала насоса и демпфированием направляющих аппаратов в насосных секциях.

3. Установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорными характеристиками погружных насосов.

На защиту выносятся:

- созданная измерительная система для исследования вибрационных характеристик УЭЦН и режимов ее работы;

- результаты исследования причин возникновения вибрации в УЭЦН;

результаты исследования частотного режима напряжения электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН становится аварийно опасной, что приводит к снижению эффективности добычи;

- взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников, частоты вращения вала насоса и характера демпфирования направляющих аппаратов в насосных секциях;

- взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорной характеристикой погружного насоса при демпфировании направляющих аппаратов в насосных секциях;

мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивном отборе жидкости из скважины.

Практическая ценность результатов работы

1. Полученные зависимости параметров вибрации от режима работы и величины износа подшипниковых узлов позволяют оценивать техническое состояние насосных агрегатов перед спуском в скважину и прогнозировать долговечность их работы, а также разрабатывать насосные агрегаты с низким уровнем вибрации.

2. Компоновка созданного лабораторного стенда позволяет экспериментально определять фактические вибрационные характеристики (раздельно осевая и радиальная вибрация), измеряемые синхронно в наиболее ответственных точках насосной установки, для новых конструкций рабочих колес и направляющих аппаратов, подшипниковых узлов и входных модулей, оценивать их чувствительность к изменениям режимов работы насоса при различных степенях износа его элементов.

3. Созданная и запатентованная конструкция входного модуля (патент РФ № 2333396) снижает вибрацию, тем самым увеличивается межремонтный период и существенно сокращаются затраты, связанные с ликвидацией аварий типа «полет». '

4. Созданная и запатентованная конструкция насосной секции (патент РФ № 2328624) позволяет снизить вибрацию, вызывающую усталостное разрушение насосно-компрессорных труб (НКТ), фланцевых соединений, корпусов, сопровождающееся падением агрегата, обеспечить повышенную ремонтопригодность и повышение напора и подачи за счет герметичности внутренних полостей насосной секции.

5. Предложенные мероприятия способствуют снижению вибрации погружного оборудования, что позволяет значительно увеличить добычу и наработку на отказ и оптимизировать режимы работы УЭЦН с частотно-регулируемым приводом в диапазоне изменения частоты питающего напряжения от 40 до 60 Гц для безаварийной эксплуатации.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку мероприятий, повышающих эффективность добычи нефти погружными центробежными электронасосами в условиях изменяющегося термобарического воздействия жидкости, отбираемой из скважины.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Юбилейной региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Тюмень, 2006 г.); 6-ой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов

и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2009 - 2011 гг.); научно-технической конференции «Новые технологии -нефтегазовому региону» (Тюмень, 2011 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено два патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 129 наименований. Изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 39 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первый раздел посвящен обзору и анализу проблем повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

В этом направлении в разное время работали следующие ученые: A.A. Богданов, Ю.А. Балакиров, М.Д. Валеев, Ю.Г. Валишин, Р.Н. Дияшев, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, Ю.В. Зейгман, JI.C. Каплан, А.Т. Кошелев, П. Д. Ляпков, И.Т. Мищенко, А.П. Телков и др.

Известно, что установки ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка и солеотложениях, в условиях высоких температур и газового фактора, но благодаря гибкой рабочей характеристике и скачкообразному развитию, связанному с совершенствованием конструкции и технологий изготовления основных узлов установок центробежных насосов, остаются основным средством добычи. Эти факторы позволили оборудованию безболезненно пережить переход нефтяной отрасли на стратегию интенсификации добычи нефти, связанной с существенным увеличением глубины спуска насосных установок, большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, повышением температуры откачиваемой жидкости, отложением солей на элементах погружного оборудования, резким повышением коррозионной активности пластового флюида. В этих условиях увеличивается количество отказов погружного оборудования, в том числе по причине вибрации. По разным причинам в неработающий фонд каждый год выбывает около 20-30 скважин.

Подсчитанные суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 т по нефти и 996,3 т по жидкости при среднем дебите 6.. .10 т/сут и обводненности 67...81 %.

Установка погружного центробежного насоса - сложная конструкция из многих сборочных единиц, по-разному преобразующих энергию и имеющих свои законы движения. Работу установки характеризуют такие факторы, как давление, температура и свойства пластовой жидкости, изменяющиеся при движении по стволу скважины в соответствии с гидродинамическими характеристиками, а также вследствие фазовых превращений. Показатели добычи нефти в основном зависят от термобарических условий, следовательно актуальной задачей является исследование последних во всем их многообразии, что в конечном итоге повысит эффективность нефтедобычи.

В настоящее время определение технологических параметров скважин затруднено в связи с высокими показателями объемов нефтедобычи, которые обеспечивают современные средства добычи нефти.

В данной ситуации ведущее место начинают занимать объективные (расчётные) методы определения значений давления и температуры в различных элементах добывающей системы (в затрубном пространстве, интервале «забой - приём погружного оборудования»), поскольку известные методики и программное обеспечение по подбору УЭЦН к скважине не всегда обеспечивают оптимальный выбор насоса в связи с изменяющимися технологическими факторами.

Вышеприведенное позволяет сделать вывод об актуальности исследования термобарических условий нефтяных скважин с изменяющимися во времени свойствами продукции.

В последние годы на промыслы поступают насосные установки с вентильными погружными электродвигателями и станциями управления, изменяющими частоту вращения валов насосной установки изменением частоты питающего напряжения, что обеспечивает изменение гидравлических характеристик насоса в соответствии с термобарическими условиями скважины. Практика эксплуатации этих установок имеет особенности, проявляющиеся в изменяющемся уровне вибрации при работе на разных частотах. Механизм скачкообразного изменения величины вибрации на отдельных частотах практически не изучен.

Проведенный анализ промысловых данных показывает необходимость исследований в области частотного регулирования привода погружных насосных установок и разработки дополнительных решений по снижению вибрации, оказывающей влияние на надежность УЭЦН и стабильность отбора жидкости из пласта.

Во втором разделе приведен анализ ранее опубликованных работ по вопросам исследования вибрации и применения вибродиагностики

погружного оборудования центробежных электронасосов, определены задачи экспериментальных исследований на лабораторном испытательном стенде.

Изучением вибрации и вопросами вибродиагностики нефтепромыслового оборудования занимались выдающиеся ученые в нашей стране и за рубежом. Результатами их работы являются теоретические и практические основы диагностики, методика проведения диагностики, позволяющая идентифицировать техническое состояние машин и оборудования без изменения штатного режима работы и разборки по исходной информации, содержащейся в виброакустическом сигнале.

Фундаментальными исследованиями в области теории нелинейных колебаний и устойчивости движения занимались A.M. Ляпунов, Л.И. Мандельштам, Н.М. Крылов, H.H. Боголюбов, Н.Г. Четаев, И.Г. Малкин, А.И. Лурье и другие ученые. И.И. Блехманом доказано, что вибрация может оказывать существенное влияние на величину местных сопротивлений и изменять расход жидкости в различных системах.

Вопросами надежности и диагностики в различное время занимались российские ученые М.Д. Генкин, Ф.М. Дедученко, А.Г. Соколов, В.М. Писаревский, В.А. Русов, A.B. Барков, H.A. Баркова.

В области исследования вибрации и надежности погружного оборудования ЭЦН известны работы Л.С. Каплана, A.B. Семенова, Н.Ф. Разгоняева, В.А. Рафиева, P.A. Максутова, A.A. Богданова, А.Н. Дроздова. Работы Д.А. Черняка, В.Н. Ивановского посвящены возможностям частотного регулирования серийных погружных насосов и проблемам аварийности ЭЦН.

В работах Н.И. Смирнова, В.Н. Волкова, В.Ф. Бочарникова, Ю.В. Пахарукова систематизируются и обобщаются материалы методик оценки опасности вибраций в установках электроприводных центробежных насосов. Однако влияние вибрации на аварийность оборудования ЭЦНМ и механизм появления вибрации остаются недостаточно изученными.

Диагностирование машин тесно связано с надёжностью технических устройств. Получаемая информация используется для выявления дефектов, оценки работоспособности объектов и прогнозирования возможностей их дальнейшей эксплуатации.

„Испытания погружных центробежных электронасосов модульного и обычного исполнений с измерением параметров вибрации обычно проводятся на специальном стендовом оборудовании.

Сотрудниками кафедры «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» В.Ф. Бочарниковым и В.В. Петрухиным спроектирован и запатентован стенд для динамических испытаний погружных центробежных электронасосов.

Экспериментальные исследования ступеней погружных ЭЦН на воде осуществлялись на специальном испытательном стенде, являющемся лабораторной модификацией запатентованного стенда, оснащенном частотным регулятором и синхронным многоканальным регистратором вибрации (рисунок 1).

Лабораторная установка обеспечивает испытания узлов и деталей серийно выпускаемых погружных насосов, имеется возможность моделирования положения насосного агрегата изменением угла наклона, износа элементов насоса при постоянной частоте вращения вала и при ее изменении.

При проведении лабораторных исследований ставились следующие задачи:

— исследование вибрации одновременно со снятием гидравлической характеристики насоса во всем диапазоне подач при вертикальном положении насосного агрегата для новых ступеней и ступеней с предельным износом радиальных подшипников;

- выявление и исследование источника вибрации при изменении частоты вращения вала насосной установки;

- исследование распределения радиальной вибрации по длине корпуса модуль-секции ЭЦНМ с частотно-регулируемым приводом;

- исследование радиальной вибрации насоса при демпфировании направляющих аппаратов амортизирующими резиновыми кольцами.

1 - бак; 2 - краны слива; 3 - мерные емкости; 4 - напорная линия; 5 - дроссель регулируемый; 6 - модуль-секция насоса; 7 - кожух подвода жидкости; 8 - стойка; 9 - проушины; 10 - электродвигатель; 11 - гибкий шланг напорной линии; 12 - кран слива; 13 - подводящий трубопровод; 14 - частотный преобразователь; 15 - электроизмерительный комплект; 16 - анализатор вибрации; 17 - цифровой тахометр

Рисунок 1

— Лабораторный стенд для динамических испытаний

Особенностью исследований является применение многоканальной вибродиагностической аппаратуры с синхронным измерением и фиксацией вибропараметров.

В результате проведенных стендовых испытаний укороченной модуль-секции насоса ЭЦНМ5 получены зависимости вибрационных характеристик от частоты напряжения питания электродвигателя (частоты вращения вала) и радиальной вибрации по длине корпуса (таблица 1).

Таблица 1 — Результаты измерения радиальной вибрации по длине корпуса на различных частотах (среднеквадратические значения (СКЗ) виброскорости, мм/с)

Зона измерения Частота тока сети, Гц

42 48 50 52 53 55 58 60

Частота вращения вала, 1/мин 2520 2880 2950 3120 3180 3300 3480 3600

Испытания насосного агрегата

Зона осевой пяты (Рі) 9,6 1,9 5,6 7,0 12,0 3,9 6,2 6,2

Зона верхнего радиального подшипника (Рд) 1,8 3,9 5,0 8,2 5,2 9,1 4,8 2,7

Средняя часть секции (Р5) 14,1 4,6 3,7 4,9 5,4 6,0 5,0 3,7

Зона нижнего радиального подшипника (Р3) 18,5 4,2 3,2 5,5 5,3 2,3 6,6 6,4

Зона посадки шлицевой муфты (Р4) 20,1 4,7 2,9 6,4 8,1 3,3 6,9 6,6

Испытания электродвигателя

Электродвигатель в зоне подвески насосного агрегата (Рз) 1,2 1,3 1,4 1,3 1,3 1,4 1,4 1,4

Из представленных результатов следует, что на частотах 52 и 53 Гц наблюдается скачкообразный рост радиальной вибрации в верхней части модуль-секции насоса в зоне верхнего радиального концевого подшипника и

в зоне нижнего радиального концевого подшипника. Результаты подтверждаются данными, полученными ранее при испытаниях серийной модульной насосной установки ЭЦНМ5 на стендовой скважине «ЭПУ-Сервис» ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Данные результаты были получены впервые. Причина повышения амплитуды вибрации на указанных частотах не известна и требует изучения.

Проведенные испытания при последовательной сборке «двигатель -входной модуль - насосная секция» (на воздухе) показали практически постоянную величину вибрации на любых частотах питающего напряжения.

При запуске насосной установки с жидкостью на указанных частотах вновь появляется повышенная вибрация.

Из результатов испытаний следует, что электродвигатель, элементы насосной установки и искажение питающего напряжения при преобразовании частоты не ответственны за резкие увеличения вибрации, т.е. причиной являются насос и его конструктивные особенности при воздействии потока перекачиваемой жидкости.

Следовательно, причиной повышенной вибрации являются механические колебания и гидродинамика потока в насосной секции в результате изменения частоты вращения вала.

В следующей серии экспериментов исследовалось влияние радиального . износа ступеней насоса, для чего в корпус устанавливались 15 ступеней с минимальным радиальным зазором в подшипниках ступеней, а затем те же ступени с максимально допустимым зазором, установленным технической документацией и составляющим 0,866 мм.

Третья серия экспериментов заключалась в исследовании демпфирующих устройств, снижающих вибрацию, что выражалось в установке на все направляющие аппараты резиновых амортизирующих колец. Результаты испытаний представлены среднеквадратическими значениями виброскорости (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты измерения вибрации при испытаниях ступеней с амортизирующими кольцами (СКЗ виброскорости, мм/с)

Зона измерения Минимальный износ Максимальный износ

10 ступеней 15 ступеней 15 ступеней с амортизаторами 10 ступеней 15 ступеней 15 ступеней с амортизаторами

Радиальная вибрация

Зона гидравлической ПЯТЫ (Р|) 4,2 3,1 2,8 5,3 3,3 3,0

Зона верхнего радиального подшипника (Р2) 4,4 3,3 3,0 4,9 3,4 3,2

Средняя часть секции (Р5) 3,7 3,0 2,9 4,8 4,1 3,5

Зона нижнего радиального подшипника (Рз) 3,2 2,2 3,0 5,7 4,1 3,8

Зона соединения валов модуль-секции и входного модуля (Р4) 3,1 2,3 3,1 5,4 4,0 4,1

Осевая вибрация

Зона гидравлической пяты (ОО 1,7 1,5 1,6 2,2 1,9 1,2

Зона соединения валов модуль-секции и электродвигателя (02) 1,0 1,1 1,3 1,2 1,3 1,0

Зона соединения валов входного модуля и электродвигателя (03) 2,4 1,6 1,5 2,6 1,4 1,4

По результатам экспериментальных исследований на лабораторном стенде сделаны следующие выводы.

1. В насосных агрегатах с новыми ступенями радиальная вибрация имеет большее значение в верхних концевых подшипниках секции по сравнению с ниже расположенными точками, что создает наибольшую их загруженность. По мере увеличения зазора за счет износа радиальных подшипников ступеней возрастает вибрация в подшипниках ступеней

средней части корпуса секции и нижнем концевом подшипнике секции, что создает наибольшую загруженность нижних концевых подшипников модуль-секции насоса.

2. При использовании насоса без амортизирующих колец с увеличением радиального зазора от минимального 0,126 мм до максимального 0,866 мм (в 6,87 раза) радиальная вибрация возрастает на 26,5 %, осевая — на 8,7 %.

3. Демпфирование ступеней насоса в виде установки резиновых амортизирующих колец при использовании ступеней с минимальным зазором уменьшает осевую вибрацию на 4,5 %. В ступенях с максимальным износом радиальная вибрация уменьшается на 6...8 %, осевая - на 18 %.

4. Снижение вибрации с помощью демпфирующих ступеней насоса обеспечивает увеличение подачи на 30...38 %, увеличивает напор на 19...23 % (новые ступени) и способствует уменьшению внутренних перетоков в насосной секции.

В третьем разделе представлена математическая модель, объясняющая характер возникновения повышенной вибрации при изменении- частоты вращения вала частотным регулированием напряжения питания электродвигателя.

Действие вибрации в погружном оборудовании ЭЦН рассматривается в рамках модели вращающегося ротора. В основу модели положено уравнение вращающих колебаний, полученное из уравнения моментов:

где I — момент инерции массы элемента ротора; (р — угол поворота; Ств — —

дх

момент упругих сил; М0(х/) - крутящий момент; тв - полярный момент сил инерции; С? - модуль сдвига.

Динамическая неуравновешенность рассматривается на отдельном элементе сборки длиной I (рисунок 2).

(1)

У

Рисунок 2 - Модель динамической неуравновешенности элемента сборки

В основу модели положено уравнение затухающих колебаний со случайной силой / (t). Считая колебания вынужденными, случайными и одномерными с амплитудой колебания у ~ 1-(р, запишем уравнение для модели вибрации:

<р + 2пф + со1(р = ДО, (2) где п - коэффициент затухания.

Ф+г = (3)

где у0 - смещение предыдущего узла с известными вероятностными характеристиками; а0 - частота гармонических колебаний. Решение уравнения при нулевых начальных условиях:

^ I

<р = — \k{t -т)(2пу0 + a>lya)dT, (4)

о>1 о

где к (t - т) - плотность корреляционной функции.

Считая, что гидродинамический поток является источником случайных толчков, можно определить спектр возмущений от частоты вращения вала и скорости подъема жидкости. Статистическая обработка экспериментальной зависимости (рисунок 3) амплитуды отклонения позволяет получить корреляционную функцию воздействия:

kh{j) = Dhe-a cos fit, (5)

где а, р - параметры, зависящие от типа жидкости и частоты вращения вала

{Р=Р\а>в\

Через значение /сА(т) определяется спектральная плотность воздействия на входе Бі,. Частотная функция ЩгЪ) для уравнения (2) позволяет получить спектральную плотность на выходе:

= 1¥{ісо)5,1{со). (6)

График изменения сов) оказывается двухпараметрической

функцией, зависит от частоты вращения вала, имеет колоколообразную форму с максимумом на частоте вращения.

3,5 ■

2 1,5 1

0,5 0

> і 3,25 \

/ і'?,76 \ \

/ Л ^2,2г\

/у 1,96 >^72 ч

ІТІ22 і 1,24

—"О — Радиальная виброскорость —о—Осевая виброскорость

1,48 1,2

42

50

52

Частота напряжения, Гц

Рисунок 3 - Графики зависимости величины вибрации насосного

агрегата от частоты напряжения питания электродвигателя

Для разных значений сов появляется свой максимум Б^со), который с увеличением сов смещается вправо, проходя через наибольший максимум, который и будет соответствовать частоте вращения вала, при которой будет наблюдаться максимум амплитуды вибрации. В итоге появляется серия графиков колоколообразной формы, в которой огибающая имеет такую же форму с максимумом, соответствующим критической частоте.

В четвертом разделе рассмотрены мероприятия, направленные на повышение отбора пластового флюида погружными центробежными электронасосами.

Исходя из физического смысла полученной модели, экспериментальных исследований и известных научных сведений предлагаются мероприятия, повышающие отбор пластового флюида при эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами для добычи нефти, в том числе с частотно-регулируемым приводом.

Дан анализ технических решений, снижающих вибрацию погружного оборудования. Приведены описания разработанных и запатентованных устройств, устанавливаемых в насосный агрегат, результаты экспериментальных исследований.

Существенное снижение радиальной вибрации насосных агрегатов УЭЦН возможно применением модуля входного с низким уровнем вибрации (рисунок 4, патент № 2328624 РФ). Предлагаемое техническое решение - замена трех деталей (вала модуля и двух шлицевых муфт) на одну вал-муфту - позволяет значительно упростить конструкцию и снизить вибрацию на 25.. .30 %.

1 - корпус; 2 - шпилька; 3 - гайка; 4 - корпус насоса; 5 - корпус протектора; 6 - сетка защитная; 7 - втулка; 8 - втулка; 9 - вал модуля; 10 - вал насоса; 11 - вал протектора; 12 - кольцо стопорное; 13 - кольцо стопорное; 14 - втулка верхняя; 15 - втулка нижняя; 16 - втулка радиального подшипника; 17 - втулка радиального подшипника; 18 - втулка дистанционная; 19-стержень

Рисунок 4 - Конструкция модуля входного

Предложена насосная секция с демпфированными ступенями (патент № 2333396 РФ). Смысл предлагаемого решения — полное демпфирование направляющих аппаратов в корпусе насосной секции за счет заполнения пространства между корпусом и наружной поверхностью направляющего аппарата жидкостью, находящейся при обычных условиях в резиноподобном состоянии.

В разделе приведены результаты промысловых испытаний конструкции насосного агрегата с демпфированными ступенями, разработанной на основе патента № 2208709 РФ (аналогична лабораторной установке). Эффективность разработки подтверждена промысловыми испытаниями на скважине № 145 куста № 3057 Западно-Угутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Стендовые испытания новых демпфированных ступеней насосных секций на воде показали увеличение напора на 19...23 %, подачи на 30...38 %, при этом радиальная вибрация снизилась на 6...8 %, осевая - на 18 %. На рисунке 5 приведена рабочая характеристика насосной секции, совмещенная с виброхарактеристикой в наиболее виброактивной точке (верх насосной секции). Из графиков видно, что радиальная вибрация начинает расти с увеличением подачи насоса, т.е. с увеличением потока жидкости, проходящей через насос; при нулевой подаче вибрация минимальна. Графики соответствуют номинальной частоте 50 Гц. Получены зависимости и для других частот.

Таким образом, предложенное техническое решение значительно снижает вибрацию, существенно увеличивая величину отбора пластовой жидкости.

Другим фактором увеличения отбора является увеличение подачи насоса повышением частоты вращения вала (соответственно, частоты напряжения питания).

2 х"

100 90 80 ■ 70 60 50 40 ЗО 20 10 О

а

Ї 4

1

-

-

" ч ч ч

...... X ч

ч Ч

\

\

о 10 20 30 40 50 60 70 80

а 2

ю

т

1

о 10 20 30 40 50 60 70 80

Подача О, м3/сут

Рисунок 5 — Совмещенные вибрационная и рабочая характеристики

За счет регулирования частоты вращения вала насоса можно регулировать подачу (для исследованных с подачей 50 м3/сут ступеней) от 42 до 70 м3/сут и более. Ограничением являются возрастающая мощность, которая не должна превышать номинальную мощность электродвигателя, и изменяющиеся термобарические условия в скважине - увеличение объема выделяемого газа в результате повышения температуры двигателя при увеличении мощности, изменение вязкости и др.

Известная методика Главтюменнефтегаза по определению параметров нового оборудования позволяет подсчитать, что за счет снижения вибрации наработка на отказ ЭЦН увеличится на 15... 20 %, что обеспечит

значительный дополнительный отбор жидкости. На рисунке 6 показано количество жидкости, добытой обычным насосным агрегатом, установкой с уменьшенной вибрацией и увеличенной частотой вращения вала и с учетом увеличения наработки на отказ.

Рисунок 6 - Увеличение отбора пластовой жидкости

Увеличение добычи пластовой жидкости насосной установкой производительностью 50 м3/сут с применением предлагаемых технических решений в числах выглядит следующим образом (без учета потерь):

- добыча обычной установкой за среднюю наработку (500 сут) ~ 25000 м3;

- прирост добычи за счет снижения вибрации насосного агрегата при средней наработке на отказ ~ 5000 м3;

- прирост добычи за счет возможностей частотного регулирования при средней наработке на отказ ~ 5000 м3;

- добыча обычной установкой за счет увеличения наработки (70 сут) = 3500 м3;

- прирост добычи за счет снижения вибрации насосного агрегата при

увеличении наработки ~ 700 м3;

- прирост добычи за счет возможностей частотного регулирования при увеличении наработки на отказ ~ 700 м3.

В итоге все факторы вместе увеличивают добычу на 14900 м3 при обводненности порядка 69 %, по чистой нефти - 4619 м3. При средней стоимости на август 2011 года стоимость добытой нефти составит около 23095 тысяч рублей.

Исследования, проведенные УГНТУ и АГНИ, показали, что уменьшение вибрации ЭЦН на 1,43... 1,45 мм/с снижает энергопотребление в среднем на 4 %. Для исследуемой установки радиальная вибрация снизилась с 4,8 до 2,8 мм/с, что позволяет ожидать снижения энергопотребления на 6...8 %, что также является существенным фактором эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследованы вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определены причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала.

2. Выявлены пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки.

3. Разработана теоретическая модель механизма возникновения повышенной вибрации с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий.

4. Разработаны мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости.

5. Проведены лабораторные и промысловые испытания рекомендованных технических решений и скорректирована нормативная документация по эксплуатации ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые журналы

1. Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Экспериментальные исследования распределения вибрации по длине корпуса модуль-секции электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 8. - С. 80-82.

2. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Механизм возникновения повышенной вибрации в погружных электроцентробежных насосах с частотно-регулируемым приводом // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2. - С. 99-101.

3. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Экспериментальные исследования радиальной вибрации при демпфировании ступеней погружного центробежного электронасоса // Естественные и технические науки. - 2010. - № 1.-С. 188-193.

4. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Результаты экспериментальных исследований радиальной вибрации при использовании амортизаторов ступеней центробежного электронасоса // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 1. - С. 99-101.

Патенты

5. Пат. 2328624 РФ, МПК F 04 D 13/10, F 04 D 29/62. Погружной многоступенчатый центробежный насос / В.Ф. Бочарников, В.В. Петрухин, C.B. Петрухин (РФ). - 2006141963/06; Заявлено 27.11.2006; Опубл. 10.07.2008. Бюл. 19.

6. Пат. 2333396 РФ, МПК F 04 D 13/10, F 04 D 29/044, F 04 D 29/66. Погружной центробежный насосный агрегат / В.В. Петрухин, В.Ф. Бочарников, C.B. Петрухин (РФ). - 2006147041/06; Заявлено 27.12.2006; Опубл. 10.09.2008. Бюл. 25.

Прочие печатные издания

7. Петрухин C.B., Петрухин В.В. Исследование вибрации на лабораторном стенде для динамических испытаний насосов // Сб. научн. тр.,

посвященный 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 158-161.

8. Петрухин В.В., Петрухин C.B. Проблемы эксплуатации и направления совершенствования конструкций УЭЦН // Сб. научн. тр., посвященный 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 183-185.

9. Петрухин В.В., Петрухин C.B. Снижение аварийности погружных центробежных электронасосных установок для добычи нефти // Новые технологии — нефтегазовому региону. Тез. докл. региональной научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых — Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 36-37.

10. Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Экспериментальные исследования распределения радиальной вибрации по длине корпуса насосного агрегата типа ЭЦНМ // Новые технологии -нефтегазовому региону. Матер. 6-ой региональной научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. — Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. -С. 106-111.

11. Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Экспериментальные исследования распределения радиальной вибрации по длине корпуса насосного агрегата типа ЭЦНМ // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Матер. Всеросс. научн.-техн. конф. с междунар. участием: В 2 т. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. -Т. 2. - С. 152-157.

12. Бочарников В.Ф., Петрухин C.B., Петрухин В.В. Экспериментальные исследования влияния резиновых уплотнительных колец ступеней на вибрационную и напорную характеристики погружного центробежного электронасоса // Там же. — С. 157-161.

13. Петрухин C.B. Экспериментальные исследования распределения вибрации по длине корпуса насосной секции ЭЦНМ // Нефть и газ Западной Сибири. Матер. Всеросс. научн.-техн. конф. В 2 т.- Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007.-T. 1.-С. 140-141.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 16.01.2013 г. Бумага писчая.

Заказ № 5. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Петрухин, Сергей Владимирович, Уфа

Государственное унитарное предприятие «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

(ГУЛ «ИПТЭР)

На правах рукописи

ПЕТРУХИН СЕРГЕИ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

СО ДИССЕРТАЦИЯ

~ на соискание ученой степени

^ кандидата технических наук

О СО

Научный руководитель

д.ф-м.н., профессор Пахаруков Ю.В1

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ...............................................................................................

ВВЕДЕНИЕ.....................................................................................................

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА..............................................................

1.1. Обзор особенностей эксплуатации ЭЦН..................................................

1.2. Обзор методик по определению надежности УЭЦН.................................

1.3. Анализ неисправностей и отказов УЭЦН......................................

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1 ......................................................

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ................................

2.1. Анализ научных работ по исследуемой проблеме............................

2.2. Сведения о вибрации оборудования............................................................

2.3. Экспериментальные исследования на лабораторном испытательном стенде.......................................................................................

2.4. Лабораторный испытательный стенд...........................................

2.4.1. Измерительные приборы лабораторного стенда..........................

2.4.2. Погрешности измерений стенда.............................................

2.5. Методика и последовательность проведения эксперимента...................

2.6. Результаты лабораторных исследований.......................................

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.....................................................................

3. МЕХАНИЗМ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПОВЫШЕННОЙ ВИБРАЦИИ В ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСАХ С ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ....................................................

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3....................................................

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ..................

4.1. Выходной контроль и диагностика погружного оборудования.........

4.2. Конструктивные решения, снижающие вибрацию насосных агрегатов.

4.3. Конструктивные решения, снижающие радиальную вибрацию...........

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4..................................................

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ..................................................

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ......................................

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В настоящее время показатели объемов добычи нефти в Российской Федерации и странах мира характеризуются постепенным снижением добычи. Данная тенденция появилась в конце 80-х годов. Так, в Российской Федерации в 1992 году было добыто 383 миллионов тонн нефти. К настоящему времени тенденция к снижению сохраняется.

Падение годовой добычи нефти по различным причинам является характерным для 12 из 16 стран, входивших в течение тридцати лет в число лидирующих по нефтедобыче. В течение некоторого периода в мире наблюдалась некоторое постоянство у лидирующих нефтяных компаний, которое сменилось падением добычи, за исключением Китая, где сохраняется небольшое стабильное повышение объема нефтедобычи. Максимум мировой добычи нефти наблюдался в 1979 году.

В 1997-2002 годах некоторым нефтедобывающим компаниям удалось увеличить и стабилизировать объем добычи. Тем не менее, сохраняется общее понижение добычи - например, в России за первые шесть месяцев 1999 года было добыто 143 млн. тонн нефти и газоконденсата - это на 9,3 % меньше добытого за первые шесть месяцев 1998 года.

Утвержденная Правительством РФ в 2003 г. новая Энергетическая стратегия России на перспективу до 2020 г. определила долгосрочные ориентиры развития нефтегазового комплекса страны, дав четкий анализ ситуации, использовав комплексный и обоснованный подход к постановке ближайших и перспективных задач, признавая при этом определяющую роль ТЭК в экономике страны и приветствуя активный рост нефтедобычи при условии рационального недропользования.

В обзорных материалах приведены различные причины продолжающегося падения нефтедобычи, некоторые из них являются достаточно противоречивыми.

В советское время основными регионами нефтедобычи являлись Кавказ, Волго-Урал и Западная Сибирь [1]. В период до конца 1980-х годов объемы добычи нефти постоянно росли, так как при начале освоения месторождений новых регионов уровень добычи нефти в предыдущем лидирующем регионе оставался высоким. За последние 15-20 лет указанного периода прирост нефтедобычи обеспечивался в основном за счет месторождений Западной Сибири.

В настоящее время средний показатель выработки месторождений в стране составляет 45 %. Как следствие, ухудшается сырьевая база, в особенности это касается крупных месторождений, находящихся в длительной разработке. Например, выработка по Самотлорскому месторождению составляет 63 %, по Ромашкинскому - 85 %, Мамонтовскому - 74 %. Доля месторождений с выработкой свыше 80 % составляет более 25 % запасов, находящихся в разработке нефтяными компаниями страны.

Согласно данным Министерства энергетики РФ известные на данный момент запасы нефти при сохраняющихся темпах добычи будут полностью выработаны к 2040 г. Около 14% запасов являются тяжелыми и высоковязкими нефтями, 19% располагаются в подгазовых зонах нефтегазовых залежей. Доля активных нефтяных запасов у большинства нефтедобывающих компаний составляет порядка 45%, и этот показатель имеет тенденцию к снижению. Свыше половины неосвоенных запасов находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, существенная часть — в арктических широтах. Их освоение и разработка невозможны без обеспечения транспортными коммуникациями. Запасы перспективных дальневосточных нефтегазоносных провинций, а также севера Европы и Восточной Сибири существенно меньше, чем западносибирские.

В период 1994 г. - настоящее время коэффициент восполняемости составляет 81,6 % (при добыче 2489,3 млн. т прирост запасов нефти и нестабильного конденсата до 2001 г. - 2030,1 млн. т).

Снизились запасы уникальных и крупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1,4 %) и 6553,78 млн. т (на 24,3 %) по отношению к 1994 г. В то же время число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.

Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а с дебитами до 10 т/сут - 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию на начало 2008 г. число неработающих скважин около 33 тыс., т.е. 24,6 % добывающего фонда скважин.

В сложившейся ситуации, новая Энергетическая стратегия России сформулировала стратегические цели и основные задачи в развитии нефтегазового комплекса.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т к 2020 г.

Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются: обеспечение добычи; последовательное увеличение объемов добычи без его снижения, обеспечение стабильного объема добычи на возможно длительное время; учитывая потребности и интересы последующих будущих поколений.

Добыча нефти будет осуществляться и развиваться в России в известных нефтедобывающих регионах, а также в новых нефтегазоносных районах на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, на юге России и Европейском Севере.

Главным добывающим регионом и нефтяной базой остается Западная Сибирь, в котором добычу нефти необходимо увеличить, и довести к 2020 г. До 290-315 млн. т.

Такие объемы добычи и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании технологии бурения, методов воздействия на пласт, увеличении степени извлечения углеводородов из недр и внедрении других прогрессивных технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти.

Лидирующее положение в добыче нефти и газа по России занимает Тюменская область на территории которой промышленная добыча ведется с 1964 года, максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1988 году и составил 408,6 млн. тонн. На Западную Сибирь, по прогнозам, приходится около 52% неразведанных ресурсов углеводородов страны.

Развитие технологии нефтедобычи напрямую зависит от качества и степени совершенствования оборудования для добычи, а также оптимальности его выбора и правильности эксплуатации.

Нефтедобыча с помощью погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) является наиболее массовым способом добычи (2-е место в стране и доминирующее в регионе) - установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) добывается более 60 % годового объема добычи нефти в стране.

В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль имеет особенность снижения объемов нефтедобычи из месторождений эксплуатируемых долгие годы, увеличения числа сложных для разработки нефтяных залежей, и увеличения числа малодебитных и среднедебитных скважин.

На месторождениях Западной Сибири около 95% фонда скважин эксплуатируется насосным способом. Основная часть насосного фонда представлена установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства (68,9 %).

На поздних стадиях разработки решающее для эффективности эксплуатации скважины значение приобретают термобарические условия пласта, определяющие фазовый состав извлекаемой из скважины жидкости. Вследствие обводненности скважины, высокого газосодержания, большого числа механических примесей повышается влияние случайных сил на спущенную в скважину установку насоса. Известно, что одним из таких воздействий является вибрация. Она может послужить причиной отказа погружного оборудования, что приведет к необходимости подъема его из скважины и ремонта, что, в итоге, препятствует эффективности эксплуатации скважин, снижая количество добываемой жидкости за время эксплуатации.

Интенсивный отбор жидкости из скважины требует увеличения подводимой к насосному агрегату мощности для увеличения подачи. Эффективным инструментом увеличения мощности (и, соответственно, подачи) в насосных установках с частотно-регулируемым приводом является увеличение частоты вращения вала, что обеспечивается увеличением частоты питающего напряжения.

Регулирование частоты питающего напряжения в таких установках изменяет напорно-расходную характеристику насоса в широком диапазоне, что обеспечивает подбор оптимального режима эксплуатации системы «насос-скважина-пласт» .

Экспериментальные исследования показывают сильное нарастание вибрации при увеличении мощности, в связи с чем вибрация может стать одной из главных причин отказа насосной установки. Необходимость остановки и ремонта погружного оборудования снижает эффективность разработки. В связи с этим актуальной является разработка методов улучшения технологических показателей работы насоса и всей установки в целом при интенсивных отборах жидкости и, соответственно, увеличении подачи с помощью установок ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.

Более двадцати лет в стране серийно выпускаются установки погружных центробежных электронасосов модульной конструкции (УЭЦНМ), которые в настоящее время являются основными для добывающих предприятий, но установки электронасосов обычной конструкции (УЭЦН) продолжают использоваться на некоторых предприятиях. Изучение статистических

данных об отказах погружного модульного оборудования показало, что появились новые виды отказов погружного оборудования, приводящего к авариям типа «полет», заключающихся в самопроизвольном расчленении погружного оборудования, обрывах по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), и падении на забой скважины. На ликвидацию таких аварий затрачиваются сотни миллионов рублей, при этом снижается эффективность добычи, поэтому сокращение числа аварий является актуальной задачей. Исследования показали, что более высокая вибрация модульного погружного оборудования является причиной таких аварий.

В настоящее время на промыслы поступает современное высокоэффективное оборудование на базе станций управления (СУ) с частотным регулированием. На это оборудование возлагались большие надежды, в том числе, что увеличение парка такого оборудования снизит количество отказов. Практика эксплуатации показала резкое увеличение вибрации погружной насосной установки в некотором диапазоне частот, что приводит к «полетам». Механизм этого явления не найден, проблема не решена до настоящего времени.

Всегда считалось что вибрация работающей машины полностью определяется ее техническим состоянием, это позволяет использовать полученные при диагностике данные для оценки качества изготовления и сборки машины, а также выявлять причины повышения вибрации.

Этим проблемам посвящены исследования отечественных ученых, работавших в области повышения надежности погружного оборудования Л.С.Каплана, А.А.Богданова, И.М.Алиева, В.А. Рафиева, А.В.Семенова, Р.А.Максутова, Ю.А.Махмудова, А.Н. Дроздова, П. Д. Ляпкова, В.Н. Ивановского, В.А.Смирнова, И.Т. Мищенко и других.

Современная вибродиагностика представляет собой измерение и анализ вибросигнала при испытаниях новых и отремонтированных элементов погружного оборудования с помощью специальных стендов. Измерение вибросигнала производится по общему уровню и спектру радиальной вибрации. Данная информация не дает возможности выявить причины усталостных разрушений и аварий погружного оборудования модульного исполнения и прогнозировать остаточный ресурс. С учетом сложностей при эксплуатации погружного оборудования в модульном исполнении на современном этапе разработки месторождений определены цель работы и сформулированы задачи исследований.

Цель работы

Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений разработкой научно обоснованных технических решений, направленных на увеличение производительности работы скважин, оборудованных УЭЦН, за счет снижения вибрации оборудования при интенсивном отборе жидкости.

Задачи исследований

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ состояния работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследовать вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определить причины, влияющие на повышение радиальной

вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала;

2. Выявить пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки;

3. Разработать теоретическую модель механизма возникновения повышенной вибрации насосного оборудования с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий;

4. Разработать мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости;

5. Провести промысловые испытания рекомендованных решений и разработать нормативную документацию на их промышленное внедрение.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе данных о состоянии выбранного объекта, результатах лабораторных и промысловых исследований с использованием современных средств измерения и методов обработки статистической информации, математическом моделировании и систематизации полученных результатов применения предложенных разработок.

Научная новизна результатов работы

1. Выявлен диапазон частотного режима напряжений электрического питания насосного агрегата, при которо