Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Анализ эксплуатационных данных УЭЦН на месторождениях Западной Сибири показывает характерное распределение неисправностей по узлам погружной установки. Погружной электродвигатель совместно с кабельной линией являются наиболее уязвимыми элементами системы, составляя в сумме до пятидесяти-шестидесяти процентов всех зафиксированных отказов. При этом на долю непосредственно погружного электродвигателя приходится от двадцати пяти до тридцати пяти процентов, а на кабельную линию — от двадцати пяти до тридцати процентов отказов. Механические повреждения кабеля в процессе спускоподъемных операций являются преимущественной причиной отказа кабельной линии.
Центробежный насос демонстрирует аварийность на уровне пятнадцати-двадцати пяти процентов от общего количества отказов. Узел гидрозащиты отвечает за шесть-двенадцать процентов неисправностей. Оставшаяся доля приходится на вспомогательное оборудование, включающее удлинители кабеля, муфты кабельного ввода, газосепараторы, обратные клапаны, систему крепления секций. Важно отметить, что распределение отказов существенно зависит от конкретных геологических условий эксплуатации скважины.
Наибольшая интенсивность аварийных отказов наблюдается в первые сто суток эксплуатации после спуска оборудования в скважину. После четырехсот суток наработки частота отказов резко снижается, что указывает на преимущественно усталостный характер разрушений, а не на прогрессирующий износ узлов.
Погружной электродвигатель представляет собой асинхронную машину с короткозамкнутым ротором, внутренняя полость которой заполнена специальным маслом для охлаждения и смазки подшипников скольжения. Основной причиной выхода из строя ПЭД является пробой изоляции обмотки статора, на долю которого приходится примерно сорок шесть процентов отказов двигателей. Пробой в лобовой части обмотки возникает вследствие перегрева при работе в режиме недогрузки или при срыве подачи насоса.
Попадание пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя через негерметичные уплотнения гидрозащиты приводит к резкому снижению диэлектрических свойств изоляции. Пробой в нижней части статора составляет около двадцати семи процентов отказов и обычно связан с локальным перегревом из-за недостаточной циркуляции охлаждающей жидкости вдоль корпуса двигателя. Сгорание токоввода фиксируется в пятнадцати процентах случаев и возникает при превышении номинальных токов или при коротком замыкании на линии.
Работа двигателя при отсутствии или недостаточной подаче жидкости через насос приводит к резкому повышению температуры обмоток. При температуре выше ста пятидесяти градусов Цельсия происходит ускоренное старение изоляции с последующим пробоем. Системы защиты по температуре являются обязательными для предотвращения катастрофических отказов.
Кабельная линия состоит из круглого кабеля на устье и плоского кабеля в скважине, соединенных через специальную муфту кабельного ввода. Механические повреждения при спускоподъемных операциях остаются главной причиной отказов кабеля. Защита кабеля осуществляется металлическими поясами-протекторами, которые крепятся к колонне НКТ через каждые восемь-десять метров по длине установки.
Снижение сопротивления изоляции происходит преимущественно в местах сростки кабеля или в области муфты кабельного ввода. Прогар изоляции в сростке возникает при недостаточном качестве монтажа соединения. В наклонно-направленных скважинах с углом более сорока пяти градусов возрастает риск перетирания изоляции о стенки обсадной колонны из-за вибрации и движения кабеля в процессе работы установки.
Сопротивление изоляции между токопроводящими жилами и броней должно превышать тридцать мегаом при температуре двадцать градусов Цельсия. При эксплуатации в условиях повышенной температуры более ста двадцати градусов применяются кабели с теплостойкой изоляцией на основе фторполимеров. Сечение токопроводящих жил подбирается исходя из потребляемой мощности двигателя с учетом допустимых потерь напряжения на длине линии.
Многоступенчатый центробежный насос состоит из рабочих колес с лопастями и направляющих аппаратов, собранных в модульные секции. Заклинивание шарикоподшипников вала составляет примерно двадцать девять процентов отказов насосного оборудования. Причиной заклинивания служит попадание твердых частиц в зазоры между элементами подшипника или интенсивный абразивный износ поверхностей качения.
Заклинивание ротора насоса без повреждения подшипников фиксируется в двадцати пяти процентах случаев и связано с отложением солей на рабочих колесах и направляющих аппаратах. Засорение проточной части насоса механическими примесями также составляет двадцать пять процентов отказов. При концентрации песка более ста миллиграммов на литр происходит интенсивный абразивный износ рабочих поверхностей с потерей гидравлических характеристик насоса.
Абразивный износ рабочих колес и направляющих аппаратов приводит к увеличению внутренних перетечек жидкости между ступенями насоса. Расчетный напор снижается на тридцать-сорок процентов при износе зазоров на два-три миллиметра. В тяжелых условиях с содержанием песка более пятисот миллиграммов на литр межремонтный период сокращается до пятидесяти-семидесяти суток преимущественно из-за критического износа насосного оборудования.
Узел гидрозащиты предназначен для предотвращения проникновения пластовой жидкости в полость электродвигателя, компенсации температурного расширения масла и передачи крутящего момента от вала двигателя к валу насоса. Конструктивно гидрозащита состоит из протектора с системой уплотнений и компенсатора с эластичной диафрагмой или сильфоном.
Порыв диафрагмы является наиболее распространенной причиной отказа гидрозащиты. При работе в режиме срыва подачи насоса происходит резкое повышение температуры масла до ста шестидесяти градусов и выше, что приводит к термической деструкции эластичного материала диафрагмы. Отказ торцевых уплотнений происходит вследствие износа пар трения или нарушения герметичности при перекосах вала из-за вибрации установки.
Гидрозащиты закрытого типа с диафрагмой обеспечивают более надежную защиту от проникновения агрессивных компонентов пластовой жидкости. В особо тяжелых условиях применяются гидрозащиты из коррозионностойкой стали с повышенным ресурсом торцевых уплотнений на основе карбида вольфрама.
Межремонтный период работы скважины характеризует техническую надежность оборудования и качество его эксплуатации в конкретных геолого-физических условиях. Исторический анализ показывает устойчивый рост МРП с внедрением новых конструктивных решений и повышением культуры обслуживания. В период с тысяча девятьсот шестьдесят седьмого по тысяча девятьсот семьдесят первый год средний МРП составлял от ста семидесяти четырех до ста девяноста двух суток при максимальных значениях до двухсот двадцати суток.
Современные установки в благоприятных условиях эксплуатации достигают межремонтного периода от трехсот шестидесяти до пятисот сорока суток, а в отдельных случаях превышают восемьсот суток непрерывной работы. Повышенное содержание пластовой воды негативно влияет на долговечность оборудования. При обводненности тридцать два процента МРП составляет в среднем двести двенадцать суток, при семидесяти одном проценте снижается до ста восьмидесяти шести суток, а при девяноста-девяноста пяти процентах не превышает ста двадцати суток.
Газосодержание до пяти-семи процентов несущественно влияет на рабочие параметры центробежного насоса. При увеличении газосодержания до тридцати пяти-пятидесяти процентов происходит срыв подачи с последующим перегревом двигателя и снижением МРП. Интересно, что при перекачке высоковязкой жидкости наличие свободного газа может улучшать характеристики установки за счет снижения эффективной вязкости газожидкостной смеси, позволяя допускать газосодержание до пятнадцати-тридцати пяти процентов.
Применение центробежных газосепараторов является наиболее эффективным средством борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦН. Принцип действия газосепаратора основан на использовании центробежной силы для разделения газожидкостной смеси с последующим отводом газовой фазы в затрубное пространство скважины. Роторный газосепаратор обеспечивает принудительную подачу смеси в сепарационную камеру посредством шнекового механизма, где под действием центробежных сил происходит разделение фаз.
Вихревой газосепаратор использует эффект свободного вихря без применения сепарационного барабана, что повышает износостойкость конструкции и снижает риск разрушения корпуса при работе с абразивными примесями. Коэффициент сепарации современных устройств достигает семидесяти-восьмидесяти пяти процентов при содержании попутного газа в пластовой жидкости до семидесяти процентов. Применение газосепараторов позволяет существенно повысить межремонтный период в скважинах с высоким газовым фактором за счет предотвращения кавитации и срыва подачи насоса.
Диспергатор обеспечивает измельчение газовых пузырьков до получения квазигомогенной газожидкостной смеси, которая может перекачиваться центробежным насосом без срыва подачи. Газосепаратор-диспергатор представляет собой комбинированное устройство с сепарирующим и диспергирующим пакетами рабочих органов на едином валу. Газопреобразователь включает ступени осевого типа для диспергации и сжатия свободного газа на четыре-пять килограмм-силы на квадратный сантиметр, что обеспечивает устойчивую работу при газосодержании до семидесяти-восьмидесяти пяти процентов.
Частотно-регулируемый привод представляет собой систему управления частотой вращения асинхронного электродвигателя путем изменения частоты и амплитуды питающего напряжения. Преобразователь частоты состоит из выпрямителя, преобразующего переменный ток промышленной частоты пятьдесят герц в постоянный, и инвертора с широтно-импульсной модуляцией, формирующего напряжение требуемой частоты и амплитуды на выходе.
Применение ЧРП для управления УЭЦН обеспечивает плавный пуск установки с ограничением пусковых токов на заданном уровне, что снижает электрические нагрузки на кабель и обмотку двигателя. Возможность регулирования производительности насоса изменением частоты вращения позволяет оптимизировать режим работы скважины без штуцирования на устье. Использование частотного привода способствует увеличению межремонтного периода за счет работы в оптимальном режиме и снижения механических нагрузок при пуске.
Работа УЭЦН в режиме автоматического пуска-останова с использованием ЧРП запрещена согласно требованиям безопасной эксплуатации. В таких случаях установка должна работать на пониженной частоте в постоянном режиме. Частотный преобразователь целесообразно применять на высокодебитных скважинах с необходимостью точной регулировки отбора жидкости.
Система телеметрии предназначена для измерения текущих параметров работы погружной установки и контролируемых характеристик добываемой жидкости с передачей данных на поверхность. Телеметрический датчик устанавливается на основании погружного электродвигателя и измеряет давление на приеме насоса, температуру пластовой жидкости, температуру обмоток двигателя, уровень вибрации и сопротивление изоляции.
Передача информации осуществляется по силовому кабелю методом модуляции несущей частоты или по отдельному кабелю связи. Наземный блок телеметрии обрабатывает полученные сигналы и формирует команды управления для станции управления установкой. Система защиты автоматически отключает двигатель при превышении критических значений температуры выше ста пяти градусов или снижении давления на приеме ниже двух мегапаскалей, что предотвращает работу в аварийных режимах.
Применение систем телеметрии позволяет существенно повысить межремонтный период благодаря раннему обнаружению отклонений параметров от нормального режима работы. Анализ трендов изменения давления и температуры дает возможность прогнозировать возникновение неисправностей и планировать профилактические мероприятия. Особенно эффективно использование телеметрии совместно с частотно-регулируемым приводом для автоматической оптимизации режима эксплуатации скважины. Непрерывный мониторинг параметров обеспечивает увеличение наработки на отказ оборудования.
Правильный подбор глубины спуска погружного оборудования является критически важным фактором для обеспечения длительной безотказной работы. Оптимальное давление на приеме насоса должно составлять десять-двадцать килограмм-силы на квадратный сантиметр для скважин с обводненностью более шестидесяти процентов. Увеличение или уменьшение давления относительно оптимального значения приводит к снижению коэффициента полезного действия установки и сокращению межремонтного периода.
Максимальная глубина спуска оборудования обеспечивает минимальное содержание свободного газа на приеме насоса за счет повышенного давления в зоне перфорации. В наклонно-направленных скважинах темп набора кривизны в зоне подвески насоса не должен превышать три минуты на десять метров для предотвращения изгибных деформаций и вибрации установки. Применение коротких четырехметровых секций двигателя, насоса и НКТ с гибкими муфтами позволяет снизить допустимый темп набора кривизны до четырех градусов на десять метров.
Максимальная эффективность достигается при комплексном применении нескольких методов повышения надежности. Использование коррозионностойкого исполнения оборудования совместно с газосепаратором, частотным приводом и системой телеметрии дает синергетический эффект с возможностью значительного увеличения межремонтного периода по сравнению с базовой комплектацией. Важнейшим условием является качественное проведение спускоподъемных операций с соблюдением технологии монтажа и контролем состояния всех узлов перед спуском в скважину согласно требованиям ГОСТ Р 56830-2015.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.