Общие сведения о заводах - изготовителях УЭЦН

Самый крупный в мире производитель УЭЦН - Альметьевский завод погружных электронасосов (АО «АЛНАС», г Альметьевск, Татарстан). 70% УЭЦН, эксплуатирующихся на нефтяных месторождениях России, изготовлены этим предприятием[4].

Продукция ЗАО «Новомет» - погружные модульные центробежные и ценробежно-вихревые насосы для откачки пластовой жидкости с номинальной подачей 25, 50, 80 и 125 м3/сут. Все насосы оснащены порошковыми рабочими органами, что обеспечивает более высокий КПД вследствие высокой чистоты поверхности проточных каналов и снижения вибронагруженности погружной установки из-за высокой точности заготовок рабочих колес. Центробежные насосы являются модернизацией существующих конструкций и полностью взаимозаменяемы с ними как по гидродинамическим характеристикам, так и по размерам.

Условия эксплуатации УЭЦН в разных регионах России характеризуются существенными различиями. В этой связи за основу такого анализа приняты данные, полученные на нефтяных скважинах АО «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Когалымнефтегаз», где температура в месте подвески, вынос механических примесей и осаждения солей на рабочих органах насосов приблизительно одинаковы.

Статистическая обработка данных показала, что наработка на отказ УЭЦН российского производства составляет в этом регионе 200-300 суток, в то время как наработка установок ЗАО «Новомет» в этих же скважинах-300-700 суток, а наработка УЭЦН “REDA” свыше 1000 суток.

Основной причиной отказов Российских установок является плавление полиэтиленовой изоляции кабеля и электропробой обмотки статора погружных электродвигателей (ПЭД), а, например УЭЦН “REDA” -заклинивание рабочих органов насосов солями и механическими примесями из скважинной жидкости.

Кабель УЭЦН используется в качестве подвода эл. энергии к ПЭД и состоит из основной (магистральной) и соединительной (удлинитель) длин. Кабели марок КПБК, КПБП с полиэтиленовой изоляцией, используемые в качестве основных длин кабельных линий в УЭЦН российского производства, уступают по надежности теплостойким кабелям, как западных фирм, так и теплостойким российским кабелям, например, марки КФСБ.

В то же время кабели марок КПБК, КПБП значительно дешевле кабелей как российских, так и западных производителей.

Анализ отказов ПЭД производства российских заводов с наработкой более 60 суток показал, что основной причиной этих отказов является не герметичность торцовых уплотнений гидрозащиты П-92Д и П-92ДН в процессе работы УЭЦН, в результате чего пластовая жидкость попадает в электродвигатель, что приводит к электропробою обмотки статора в верхней его части (лобовой части), в месте соединения выводных концов. Наибольшую наработку имеют УЭЦН с гидрозащитой типа 1 Г-51.

Следует подчеркнуть, что кроме достаточно высокой надежности гидрозащиты, обмотка статора ПЭД западных фирм залита специальным компаунтом, что во много раз увеличивает наработку на отказ электродвигателя.

Сами насосы Российских заводов по своей конструкции лучше приспособлены к работе в скважинах с высоким содержанием солей и механических примесей, чем насосы западных фирм, так как они имеют большее сечение проточных каналов и меньшую адгезию к осаждению солей.

Вместе с тем для повышения надежности насоса необходимо уменьшить концентрацию механических примесей и осаждения солей на его рабочих органах. Повышение надежности насоса возможно также за счет увеличения износостойкости пар трения и уменьшения адгезии солей на рабочих органах, например, за счет использования технологии порошковой металлургии. Применение порошковой втулки из материала перлитного класса ЖГр1ДЗ в паре с серым чугуном повышает износостойкость узла трения до уровня

NI-RESIST(сплав железа с никелем). Замена в этой паре чугуна, имеющего твердость 143 НВ, на более твердую (200 НВ) порошковую сталь позволяет получить пару трения, имеющую износостойкость выше, чем у пары

NI-RESIST – NI-RESIST.

Показатели надежности УЭЦН различных типов значительно отличаются друг от друга. При этом различия определяются главным образом условиями эксплуатации.

Так, УЭЦН-50 имеют наименьшую наработку по сравнению с другими типами, так как эксплуатируются на малодебитных скважинах, где велика вероятность срыва подачи откачиваемой пластовой жидкости. Наибольшую наработку имеет УЭЦН-80, эксплуатирующиеся на высокодебитных скважинах.

В то же время установки очень высокой производительности, например, УЭЦН-250 имеет значительно меньшую наработку, чем УЭЦН-80. Это можно объяснить тем, что со значительным увеличением производительности установки растет и вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости. Кроме того, в УЭЦН-250 используется два последовательно соединенных ПЭД-45, что увеличивает вероятность отказов УЭЦН.

Большое значение имеет соблюдение технологий добычи нефти и качество подготовки скважин. Иногда показатели надежности однотипных установок при сравнимых условиях эксплуатации в различных компаниях заметно различается. Так наработка ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 350 суток, а в ОАО «Нижневартовскнефтегаз»-250суток.

5.1.1. МРП (межремонтный период) – как основной показатель работы скважин, оборудованных УЭЦН.

Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования[2].

Порядок расчета межремонтного периода общего фонда действующих скважин одинаков, независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатируемого оборудования, независимо от количества скважин, как в масштабе НГДУ, объединения, так и в целом по отрасли.

МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год).

При расчете межремонтного периода скважин, так же, как и при расчете ремонтного периода любого объекта или оборудования, пользуются формулой:

Т_р

МРП = ¾¾где,(5.1.)

МРП – межремонтный период работы в сутках;

Т_Р–суммарное время фактической (от даты запуска до остановки) эксплуатации оборудования в скважине (группе скважин), сутки;

N - суммарное количество ремонтов за расчетный период времени.