Аварийность скважинного оборудования и методы ее снижения
А.М. Насыров, Г.Г. Кузьмин,
Р.Г. Латыпов, О.Н. Барданова

Институт нефти и газа
им. М.С. Гуцериева,
АО "Белкамнефть", ООО «Механик»
Несмотря на значительный прогресс в вопросах мониторинга технологических процессов в добыче нефти, аварийность оборудования при эксплуатации и ремонте скважин остается достаточно высокой.
При идентичности условий эксплуатации скважинного оборудования уровень аварийности их при спускоподъемных операциях (СПО) и эксплуатации в разных нефтедобывающих предприятиях значительно отличается. Это связано с долей оборудования, прошедших предварительную диагностику, степенью совершенства технологии ремонта скважин, качеством контроля при эксплуатации глубиннонасосного оборудования и проведением своевременных профилактических работ.

Во всех нефтедобывающих регионах «полеты» УЭЦН ведут к значительным затратам при ликвидации аварий и недоборам нефти из-за простоя скважин. Затраты на извлечение аварийной УЭЦН превышают затраты на обычный текущий ремонт в 2–5 раз и более. В ряде случаев аварии в скважине, связанные с «полетом» или затяжкой УЭЦН, приводят к ликвидации скважины. В связи с этим недопущение аварий со скважинным оборудованием является актуальной задачей промысловых работников.

Профилактическая работа по недопущению аварийности скважинного оборудования выполняется на основе инженерного анализа причин аварий и включает в себя комплекс мероприятий организационного, технического и экономического характера. В работе приведены основные причины аварий и ряд рекомендаций по снижению аварийности скважинного оборудования.
Авария — это разрушение сооружений, оборудования, технических устройств, неконтролируемые взрыв или выброс опасных веществ, создающие угрозу жизни и здоровью людей.
Однако в нефтяной промышленности под термин «авария» закономерно включаются и другие нарушения технологического процесса. Например, разрушения труб отсутствуют, а перекачка жидкости по трубам невозможна из-за отложения асфальтосмолистых парафиновых веществ (АСПВ) или солей. В бурении: разрушений нет, а произошло поглощение раствора. Поэтому в нефтяной промышленности термин «авария» излагается немного в другом содержании [1]: авария — это полная или частичная потеря работоспособности технической системы в результате разрушения элементов системы или воздействия осложняющих технологических, природно-климатических факторов, сопровождающаяся большими экономическими затратами, а также возможным значительным негативным воздействием на здоровье людей и на окружающую среду.
В данной работе будут рассматриваться аварии, связанные с разрушением скважинного оборудования, как наиболее частые и экономически высокозатратные.
Так, прямой ущерб от «полетов» (обрывов скважинного оборудования с падением на забой) насосно- компрессорных труб (далее — НКТ) превышает стоимость текущего ремонта скважин от двух до пяти раз, а иногда и больше. В связи с этим снижение аварийности скважинного оборудования имеет как большое экономическое значение, так и не менее важное значение в области промышленной безопасности.

В последние годы несмотря на значительный прогресс в вопросах мониторинга технологических процессов в добыче нефти, во многих нефтедобывающих предприятиях аварийность скважинного оборудования остается на высоком уровне.
К этому надо добавить увеличение частоты аварий с геофизическим оборудованием, что было раньше редким явлением. Имеют место обрывы телеметрических систем, в том числе применяемых для одновременно- раздельной эксплуатации двух объектов добычи. Нередки случаи обрыва силовых кабелей, питающих нагревательные устройства.

Авторами данной работы рассмотрены аварии, наиболее часто возникающие в эксплуатационных скважинах, согласно анализа статистики аварийности. Это, прежде всего, «полеты» НКТ с подвесного патрубка и «полеты» УЭЦН. Эти аварии требуют много времени на ликвидацию, что сопровождается значительными затратами (на ПРС и на ремонт и отбраковку оборудования ГНО) и недобором нефти.

Причины полетов разнообразны и нельзя утверждать, что они достаточно изучены [2]. Устранение «полетов» скважинного оборудования на промыслах в настоящее время производится, в основном, методом проб и ошибок, без достаточно глубокого анализа причин, вызывающих «полеты». Отсутствие таких исследований не дает возможности целенаправленно решать эту проблему.
высокая обводненность
продукции скважин и связанная с этим высокая скорость коррозии скважинного оборудования;
сложная комплектация
скважинного оборудования в связи с одновременно-раздельной эксплуатацией объектов добычи и обеспечением многофункциональности скважин;
увеличение количества скважин
с применением эксплуатационного пакерно-якорного оборудования, например, для изоляции обводненных пропластков механическим способом;
увеличение количества технологически сложных
геолого-технических мероприятий;
применение стеклопластиковых НКТ
без металлического наконечника на нагнетательных скважинах и в скважинах, оборудованных УЭЦН. Проведение тепловых обработок при наличии в скважине стеклопластиковых НКТ;
отсутствие качественных организационно-технических регламентов
на предприятиях на проведение сложных технологических операций и на эксплуатацию технических систем;
увеличение количества скважин
с применением эксплуатационного пакерно-якорного оборудования, например, для изоляции обводненных пропластков механическим способом;
недостаточная обученность кадров
и нехватка опыта персонала при эксплуатации нового оборудования и проведении относительно сложных технологических операций;
недостаточная техническая оснащенность
(нехватка новых технологических НКТ, бурильных труб, инструмента) бригад КРС и ТРС, в результате чего увеличивается доля собственных аварий ремонтных бригад;
усталостное разрушение оборудования
из-за длительной эксплуатации;
работа скважинного оборудования УЭЦН в экстремальных условиях
с предельно низкими забойными давлениями, наличием свободного газа на приеме насоса и большого количества механических примесей
Это приводит к ошибкам в определении свойств пластовой нефти. Это особенно опасно для месторождений с высоким газосодержанием и отсутствием газовой шапки (т.к. не ясно давление насыщения, а для залежей с газовой шапкой его можно принять равным давлению на ГНК). Занижение давления насыщения может приводить к ошибке при выборе режима разработки и потере большого количества извлекаемой нефти [2].
После обработки и анализа промыслового материала можно выделить следующие основные причины полетов.
1. Интервал подвесного патрубка испытывает максимальные абсолютные и амплитудные нагрузки
Если принять динамический уровень на уровне приема насоса, то нагрузка на НКТ при ходе штанг вниз в точке подвеса выразится:

Рмах = Рнкт + Рж + Fтрн + F пл (1),

где Рнкт — вес подвески НКТ;
Рж — вес жидкости в НКТ;
Fтрн — величина жидкостного трения штанг при ходе вниз;
Fпл — величина трения плунжера об цилиндр.

Минимальная нагрузка имеет другой вид:

Рмин = Рнкт + Рж (dт2 — d пл2) / dт2 — Fтр.в — F пл (2),

где dт — внутренний диаметр труб;
d пл — диаметр плунжера;
Fтр.в — величина жидкостного трения при ходе вверх.

Амплитудная нагрузка на верхние НКТ при движении штанг выразится:

Рамп = (Рмах — Рмин)/2;

Рамп = ½{Рж[1- (dт2 - d пл2 ) / dт2] + Fтрн + Fтр.в + 2 F пл } (3).

В реальных условиях амплитудная нагрузка на верхние НКТ при ходе штанг достигает 2–3 тонны и более, что значительно снижает прочность подвески НКТ.
2. В большинстве случаев подвесной патрубок и ствол скважины расположены эксцентрично
что создает изгибающие усилия с максимумом на верхние НКТ. Это особенно проявляется в начале подъема НКТ при ремонте скважины.
3. Верхние трубы испытывают температурные напряжения
при горячих обработках и пропарках затрубного пространства, что наряду с другими факторами способствует снижению прочностных характеристик НКТ
4. Коррозия металла
Наружная поверхность верхних НКТ находится, как правило, в газовой среде и подвергнута сероводородной коррозии, следы которой обнаруживается при визуальном осмотре поднятых НКТ.
5. Невнимательное отношение персонала
к комплектации подвесных патрубков и колонны НКТ в целом.
Все указанные причины, вместе взятые, приводят к снижению прочности колонны НКТ, а в некоторых случаях — к авариям с обрывом и падением скважинного оборудования на забой.
В целом, для профилактики аварийности НКТ требуется комплекс мероприятий, в том числе технические и организационные.
Основные технические мероприятия по снижению «полетов» с подвесного патрубка следующие:
1. Для изготовления подвесных патрубков применять НКТ группы прочности не ниже «Е», «Л».

2. Для изготовления применять НКТ с утолщенной стенкой, например, применять стандартные НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм.

3. Длина подвесного патрубка рекомендуется не менее 500 мм.

4. Резьба на концах патрубка калибруется и снабжается предохранительными колпачками.

5. На теле патрубка пишется заводской номер, группа прочности стали, обозначение названия завода.

6. Изделие комплектуется паспортом с основными техническими характеристиками (под колпачками) Там же краткая инструкция по правилам эксплуатации.
Соответствующие организационные мероприятия:
1. На предприятиях в регламентах на подземный ремонт должны быть расписаны все основные противоаварийные мероприятия

2. Срок эксплуатации подвесных патрубков устанавливается в регламентах на ПРС с учетом местных условий и не должен превышать трех лет.

3. Замена патрубка указывается в отчете на ПРС с указанием номера, изготовителя и даты замены.

4. Резьба при установке в скважину смазывается специальной смазкой. Спуск в скважину без смазки запрещается.

5. Перед повторным спуском патрубка производится визуальный осмотр и калибровка резьбы. Если ремонт штангового глубинного насоса (ШГН) производится через год и более, рекомендуется заменить патрубок.
Несмотря на различие эксплуатационных условий скважинного оборудования на предприятиях добычи, указанные мероприятия позволяют существенно снизить аварийность.

На практике нередки случаи, когда УЭЦН поднимают без электродвигателя и нижней секции насоса, причем обрыв происходит в период работы насоса или при подъеме. Как правило, обрываются или отворачиваются шпильки в соединительных элементах насоса и ломаются шейки фланцевых соединений.
По данным анализа причиной тому служат следующие факторы:
некачественное изготовление шпилек
а также монтаж секций ЭЦН нестандартным крепежом;
изгиб установки при ее спуске
в результате чего появляется остаточная деформация соединительных элементов;
продольная и радиальная вибрация
установки под действием относительно небольших по величине изгибающих усилий.
Согласно статистике аварии УЭЦН чаще всего происходят в наклонно направленных и искривленных скважинах. Поэтому данный вопрос следует рассмотреть более подробно.

Несмотря на то, что интервал работы насоса, как правило, находится на участке стабилизации угла наклона, общая кривизна по стволу скважины и, особенно, темп изменения кривизны в интервале спуска насоса непосредственно влияют на наработку насосного оборудования на отказ, снижают МРП скважин и могут приводить к авариям.
Разрушение элементов сочленения секций УЭЦН
из-за вибрации
Характер износа рабочих органов ЭЦН при работе в зоне интенсивного набора кривизны
Для устранения последнего фактора важное значение имеет изучение интервала спуска насоса, где темп набора кривизны не должен превышать 1,5 град на десять метров ствола скважины.

Руководством по эксплуатации УЭЦН кривизна скважины в зоне работы установок тоже лимитирована. Темп набора кривизны не должен превышать 3 мин на 10 м ствола скважины.

Однако выбор такого интервала не всегда возможен. Очевидно, установка будет работать без радиальных изгибающих усилий и вибраций в том случае, когда в условиях искривленной скважины она соприкасается со стенками эксплуатационной колонны в точках А и В, т.е. в конечных точках установки.
Схема расположения УЭЦН в скважине
F= PyS +ρсмgHS+F1 (4),

где F — сила, действующая на ловильную головку УЭЦН (Н);
Ру — устьевое давление; S — внутренняя площадь сечения насоса; Н— динамический уровень;
ρсм — плотность газожидкостной смеси в НКТ; F1 — вес установки ЭЦН в жидкости.

Радиальная составляющая данной силы определяется как:

F2=Fsin ψ (5),

где ψ — угол отклонения скважины от вертикали в данной точке.

Для выбора зоны, обеспечивающей работу установки ЭЦН без радиальной вибрации, получена следующая формула расчета с достаточной для производственных условий точностью:
где φ — изменение кривизны по длине насоса, град; Dскв — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм; dпэд — диаметр погружного электродвигателя, мм; — длина установки, мм; dнас — диаметр корпуса насоса, мм.
Отсюда темп изменения кривизны Тк, приходящейся на 10 м ствола скважины, выразится как
Подставляя в эту формулу соответствующие значения для установки УЭЦН -5-40-1400, получим: φ = 10 на 16,3 м; Тк= 6,13 на 10 м,

Допустимый темп набора кривизны получается в два с лишним раза больше, чем требуется согласно заводскому паспорту.

Одной из причин, снижающих МРП, является разрушение соединительных элементов УЭЦН при работе установки. Причем это имеет место не только в искривленных и наклонно-направленных, но и в скважинах с малым отклонением ствола скважины от вертикали [3, 4].

Факторы, вызывающие «полеты» установок из-за обрыва шпилек, разрушения шеек фланцевых соединений необходимо ранжировать для каждой скважины в отдельности, так же, как и подбор способов устранения причин этих полетов.
Если систематизировать все основные факторы по направлениям, то их можно сгруппировать в следующем порядке:
— особенности проводки ствола скважины;

— конструктивные особенности УЭЦН;

— свойства добываемых флюидов;

— технологии ремонтных работ и спускоподъемных операций;

— технологический режим откачки;

— несоответствие прочности болтовых соединений техническим требованиям.
В реальных условиях при спуске УЭЦН узлы насоса подвергаются деформации уже при наборе кривизны 30 мин на 10 м (для колонны диаметром 146 мм и для ЭЦН-5). В одном случае это может носить упругий характер (при темпах кривизны до 1,5° на 10 м ствола скважины), в другом случае элементы установки, обычно болтовые соединения, приобретают остаточную деформацию, приводящей к разрушению целостности установки.

При работе установка совершает сложный колебательный процесс с частотой до 50 Гц и колебания от силового воздействия газа в НКТ. Механизм воздействия газа на НКТ заключается в следующем: на установку действует вес столба жидкости и устьевое давление, учтенные в уравнении (4). В правой части уравнения переменной величиной является ρсм, которая зависит от структуры потока газожидкостной смеси.

При четочной и пузырьковой структуре потока газожидкостной смеси ρсм меняется во времени незначительно. Пробковое же вытеснение жидкости газом и изменение ρсм могут вызвать значительные колебания установки, так как пробковое вытеснение жидкости в выкидную линию сопровождается эффектом гидроудара и импульс его со звуковой скоростью передается от устья к установке, вызывая затухающий колебательный процесс. В обводненных скважинах скорость распространения звука значительно выше, чем в безводных, поэтому импульс силы от удара передается установке быстрее, вызывая «жесткий» колебательный процесс. Надо учитывать, что чем меньше диаметр НКТ и чем больше газовый фактор, тем больше вероятность образования пробковой структуры.
Больше полетов происходит из-за сломов по ловильной головке, чем по соединениям протектора.
Особенности конструкции установки обуславливают работу верхних шпилек на изгиб, а шпилек, соединяющих насос с протектором, преимущественно на срез. Исследование разрушенных шпилек показывает, что все вышедшие из строя шпильки подверглись усталостному разрушению. Верхние шпильки по циклическим разгибающим усилиям выходят из строя гораздо быстрее, чем работающие на срез, что подтверждается практикой.

Для снижения аварийности УЭЦН из-за вибрации большое значение имеет выбор зоны работы установки, обеспечивающей работу установки ЭЦН без радиальной вибрации. Допустимая кривизна при этом рассчитывается по формуле (6).
Таким образом, рекомендации по снижению аварийности УЭЦН можно свести к следующим:
1. Если УЭЦН в скважину спускается впервые, то необходимо детально изучить профиль скважины
на предмет вписываемости установки в искривленных участках, а также подобрать рациональный интервал скважины по кривизне, где непосредственно будет работать установка ЭЦ.
2. При шаблонировке скважины кроме стандартного шаблона рекомендуется
применять также короткий шаблон с наружным алюминиевым или свинцовым слоем для обнаружения заусенцев в эксплуатационной колонне (рис. 3). Увеличенный диаметр шаблона и наружный алюминиевый слой позволяют с достаточной точностью определить место и характер дефекта. Такие шаблоны применяются для предупреждения повреждении кабеля или поясков в процессе спускоподъемных операций. Повреждение кабеля, сдирание поясков крепления кабеля во время СПО и вызванные из-за этого осложнения являются серьезной проблемой для отдельных месторождений, где преобладают глубокие и наклонно-направленные и искривленные скважины.
3. При больших темпах набора кривизны в интервале спуска УЭЦН и интервале работы необходимо
применять УЭЦН меньшего габарита.
4. Увеличивать глубину погружения УЭЦН
под динамический уровень с обеспечением свободного газа не более 15%. Свободный газ увеличивает вибрацию.
5. При выборе диаметра колонны
преимущество имеет НКТ 73 мм вместо 60 мм.
6. Если скважинная жидкость сильноагрессивная
в коррозионном отношении, то рекомендуется НКТ стальные с внутренней футеровкой эмалью или смолой. Если применять стеклопластиковые НКТ, трубы должны иметь стальные концевики.
7. В скважинах с большой интенсивностью набора кривизны
применять вентильные электродвигатели, которые почти в 2 раза короче асинхронных ПЭД и работают более плавно.
8. Перед отправкой на скважину
требуется обязательное диагностирование УЭЦН на вибрацию на специальном стенде.
9. При отжатии затрубной нефти газом
увеличивается газосодержание на приеме насоса, повышается вибрация установки и снижается МРП. Такой же результат можно получить при неустойчивой системе поддержания пластового давления. Очевидно, что данный фактор необходимо учесть при расчете погружения насоса под динамический уровень с помощью соответствующего коэффициента, величина которого может составлять 1,05÷1,2. Специалисты предлагают также для удаления газа из затрубного пространства скважины применять автоматизированный комплекс по отбору газа из скважин [8].
10. Необходимо более четко определять темп набора кривизны
и кривизну в зонах спуска и ожидаемой глубине подвески УЭЦН путем проведения повторной инклинометрии. Зачастую технологическим службам приходится использовать данные инклинометрии, полученные после бурения в еще необсаженной скважине. При этом при повторной точечной записи инклинометрии в эксплуатационной колонне обсаженной скважины получаются иные параметры, которые видятся более корректными.
11. В целях недопущения развития осложняющих факторов
и имеющихся дефектов скважинного оборудования до аварийных ситуаций, важное значение имеет автоматическое отключение скважины и сигнализация при отклонении параметров работы установки от допустимых значений.
12. В случае работы УЭЦН в осложненных условиях
практиковать планово-предупредительный ремонт после двух лет работы установки.
ИТОГИ
Выполнен инженерный анализ причин основных видов аварий с фондовым эксплуатационным скважинным оборудованием, предложены обоснованные мероприятия по снижению аварийности.
ВЫВОДЫ
1. Аварии скважинного оборудования верхней части колонны НКТ связаны со значительной величиной амплитудных нагрузок и интенсивностью коррозионного процесса, а также несвоевременной диагностикой и заменой изношенных элементов колонны

2. Расчленение элементов УЭЦН при эксплуатации связано, прежде всего, с темпом набора кривизны ствола скважины в интервале спуска и работы установки, а также вибрацией установки в осевом и радиальном направлениях.

3. В случае применения стеклопластиковых НКТ использовать стальные наконечники труб и не проводить тепловые обработки скважин.

4. Предложенные выше рекомендации при их полноте осуществления позволят значительно снизить аварийность скважинного оборудования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Галикеев И.А., Насыров В.А., Насыров А.М. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. М.: Инфра- Инженерия, 2019. 356 c.

2. Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Овчинников В.П. и др. Осложнения и аварии при эксплуатации скважин. Тюмень: ГНГУ, 2012. 372 c.

3. Насыров А.М, Даутов Р.Ф. Проблемы отказовов глубиннонасосного оборудования от засорения и пути их решения // Нефтепромысловое дело, 2008. №8. С. 35–37.

4. Салимгареев Т.Ф., Насыров А.М. Повышение надежности работы УЭЦН. Республиканская научно- техническая конференция., Уфа: БашНИПИнефть, 1996. С. 43.

5. Насыров А.М., Иорданский О.Ю., Парфенов Б.В. Эксплуатация глубиннонасосного оборудования в наклонно направленных и искривленных скважинах. Экспресс-информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. №3, C. 1–6.

6. Каплан Л.С., Разгоняев Н.Ф., Семенов А.В. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. М.: Недра, 1994. 190 с.

7. Вахитов М.В. О выборе интервала установки УЭЦН в наклонно направленных и искривленных скважинах // Нефтепромысловое дело, 1983. №3. C. 24–26.

8. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Эффективность удаления газа из скважины // Георесурсы, 2018. №20 (4). Ч.1, С. 359–364.
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
На основе анализа промысловых данных, инженерных расчетов технологического процесса и физических свойств материалов изготовления оборудования.
авария, аварийность скважинного оборудования, «полеты» насосно-компрессорных труб (НКТ), продольная и радиальная вибрация, усталостное разрушение металла, наклонно-направленные и искривленные скважины, интенсивность набора кривизны ствола скважины, диагностика оборудования
А.М. Насыров, Г.Г. Кузьмин, Р.Г. Латыпов, О.Н. Барданова. Аварийность скважинного оборудования и методы ее снижения. Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 44-48. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10068
15.01.2020
УДК 622.276
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10068
А.М. Насыров, к.т.н., профессор кафедры РЭНГМ, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Ижевск, Россия
amdakh-nasyrov@rambler.ru

Г.Г. Кузьмин, начальник управления добычи АО "Белкамнефть" им. А.А. Волкова, Ижевск, Россия

Р.Г. Латыпов, зам. директора по электропогружным насосам, ООО «Механик», Ижевск, Россия

О.Н. Барданова, аспирант Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Ижевск, Россия

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda