Пути решения основных проблем механизированной добычи нефти
| Вид материала | Статья |
- Тезисы доклада «Кратковременная эксплуатация скважин инновационный способ добычи нефти», 47.17kb.
- Кэс – новый подход к повышению рентабельности добычи нефти, 266.57kb.
- Перспективы деятельности некоторых российских компаний содержание, 3452.67kb.
- Перспективы и пути наращивания сырьевой базы ув россии в действующих и развивающихся, 41.99kb.
- Уважаемые коллеги!, 61.21kb.
- Учитель: Чему же будет посвящена наша пресс-конференция? Ученики: Нефти!, 294.62kb.
- Аннотация примерной программы Наименование дисциплины, 90.87kb.
- Зарубежнефть общая характеристика эффективности использования запасов нефти, 502.14kb.
- Стандарты для безопасной добычи нефти и газа в Баренцевом море, 14.44kb.
- Власть и бизнес, 194.37kb.
Пути решения основных проблем
механизированной добычи нефти.
| Кузьмичев Н.П. – президент ООО «Петролеум21» www.petroleum21.com president@petroleum21.com +7 (8553) 325-326 |
|
Данная статья является ответом на приглашение редакции журнала «Территория НЕФТЕГАЗ» [1] к дискуссии по основным проблемным вопросам механизированной добычи нефти, которые обсуждались на семинаре по рациональной эксплуатации и проектированию скважинных насосных установок, прошедшем 17-18 апреля 2005 года в рамках празднования юбилея РГУ нефти и газа им И.М.Губкина.
Прежде чем приступить непосредственно к обсуждению вопросов, поставленных перед участниками семинара, следует заметить, что в явном или неявном виде ответы на большую часть вопросов были даны в статьях автора [2-4], посвященных кратковременной эксплуатации скважин (КЭС), в которых подробно описаны основные особенности новой технологии. Поэтому в данной статье внимание будет акцентировано на отдельных наиболее важных моментах того или иного вопроса.
Начать следует с прогноза перспектив развития оборудования для механизированной добычи нефти [2], который, в большей или меньшей степени, касается ответов на все поставленные вопросы.
По мнению автора, перспективными для добычи нефти являются только погружные насосные установки с регулируемым электроприводом: центробежные (УЭЦН) и винтовые (УЭВН). Подчеркиваю, именно погружные установки. Причем установки высокоэффективные: с КПД 50-60 % и, соответственно, удельным энергопотреблением 4,5-5,5 кВт·ч/м3·км, и надежные: с межремонтным периодом (МРП) равным сроку службу установок, т.е. не менее 5 лет. Для штанговых скважинных насосных установок с поверхностным приводом такие показатели принципиально недостижимы.
С учетом современного состояния и тенденций развития нефтедобывающей отрасли России [5], можно прогнозировать, что области применения будут поделены между центробежными и винтовыми погружными насосными установками следующим образом.
Высокодебитные скважины (QЖ > 80 м3/сут.) будут преимущественно эксплуатироваться УЭЦН с регулируемым электроприводом непрерывным способом. Среднедебитные (80 м3/сут. > QЖ > 20 м3/сут.) и малодебитные скважины (5 м3/сут. < QЖ < 20 м3/сут.) будут в основном эксплуатироваться УЭЦН кратковременным способом. Всего УЭЦН будут эксплуатироваться 70-80 % всех Российских скважин и ими будет добываться около 90 % всей нефти.
УЭВН будут эксплуатироваться, прежде всего, скважины с вязкой нефтью. Кроме того, УЭВН целесообразно использовать на скважинах со сверхнизким дебитом (QЖ < 5 м3/сут.). Другие способы механизированной добычи нефти будут использоваться менее чем на 5 % скважин.
Насколько быстро данные прогнозы станут реальностью, зависит от ряда объективных и субъективных факторов. УЭЦН не имеют конкурентов на высокодебитных скважинах [5]. КЭС делает неконкурентоспособными с УЭЦН нефтедобывающие установки других типов на среднедебитных и малодебитных скважинах [2-4].
Возможность использования для КЭС серийно выпускаемого оборудования ставит срок ее широкомасштабного внедрения в зависимость преимущественно от субъективных факторов. Единственным объективным критерием для решения о целесообразности внедрения КЭС на каждой конкретной скважине является наработка действующей установки. Если она соизмерима со средним МРП, то других препятствий для внедрения КЭС на данной скважине нет. Учитывая сказанное, можно сделать вывод, что, с учетом объективных факторов, КЭС может быть широко внедрена в нефтепромысловую практику на среднедебитных скважинах в течение 5-6 лет, на малодебитных - в течение 8-10 лет.
Перейдем непосредственно к вопросам, которые обсуждались на семинаре по рациональной эксплуатации и проектированию скважинных насосных установок.
1. Импортозамещающие насосные установки. Существует ли такое оборудование? Если «да», то для каких областей применения?
Как уже было сказано выше, под импортозамещением обычно понимают замену надежного, но дорогого импортного оборудования на недорогое и достаточно надежное отечественное. Т.е. критерием целесообразности замены является лучшее соотношение цена-качество.
КЭС дает возможность осуществить нетрадиционное «функциональное» импортозамещение. Уникальные особенности КЭС позволяют в значительной степени ослабить влияние всех основных осложняющих добычу нефти факторов [4]. Поэтому в скважинах с осложненными условиями эксплуатации, в которых обычно требуется использовать дорогостоящее оборудование специального исполнения, часто импортное, при КЭС можно использовать недорогое оборудование обычного исполнения отечественных производителей.
В качестве примера можно привести рассмотренную в докладе Гинзбурга М.Я. задачу замены импортных термостойких ПЭД для работы в скважинах с температурой выше 120 °С [1]. Благодаря кратковременному (типовой режим S2 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83) или периодическому кратковременному (типовой режим S3) режиму работы ПЭД при КЭС, он не успевает нагреться до рабочей температуры, свойственной ПЭД при непрерывной эксплуатации скважин, для которой характерен продолжительный режим работы (типовой режим S1). Разность максимальных температур ПЭД при непрерывной и кратковременной эксплуатации скважин создает резерв, который позволяет использовать в «горячих» скважинах недорогие отечественные ПЭД нетермостойкого исполнения без ущерба надежности их работы.
Аналогичное по эффективности решение возможно при кратковременной эксплуатации скважин, осложненных повышенным выносом мехпримесей [4]. Повышение МРП по износу насоса при КЭС позволяет использовать недорогие отечественные ЭЦН неизносостойкого исполнения на скважинах с концентрацией взвешенных частиц (КВЧ) более 0,1 г/л (0,01 %) взамен дорогостоящих износостойких ЭЦН, в том числе импортных.
Отдельно хотелось бы остановиться на вопросе сравнения надежности отечественных и импортных УЭЦН, т.к. при известных ценах на оборудование именно показатели надежности определяют величину отношения цена-качество для УЭЦН отечественных и зарубежных производителей.
Давняя дискуссия по данному вопросу между производителями и потребителями УЭЦН нашла логическое завершение. Специалисты ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» разработали и успешно испытали на практике методику определения надежности погружного оборудования [6]. Ее основу составляет разделение надежности оборудования на конструкционную и эксплуатационную. Конструкционную надежность обеспечивают производители погружного оборудования, эксплуатационную – потребители.
Практика использования упомянутой методики в ведущих нефтяных компаниях России убедительно показала, что конструкционная надежность отечественных УЭЦН незначительно отличается от надежности импортного оборудования при весьма существенной разнице в их стоимости [6].
5. Каким образом необходимо определять рабочую часть характеристики ЭЦН?
Рабочую часть характеристики ЭЦН следует определять по его универсальной характеристике [2]. Точнее, по универсальной характеристике ЭЦН следует определять рабочую область на семействе напорных характеристик. Рабочая область ограничивается напорными характеристиками при минимальной и максимальной скоростях вращения ЭЦН, а также параболами подобных режимов, соответствующими снижению КПД до уровня 0,9 от максимального значения при данной скорости вращения.
Рис. 3. Универсальная характеристика ЭЦН.
Подобное решение позволит исключить различия в подходах производителей ЭЦН к решению данного вопроса. Проще будет сравнивать характеристики насосов различных производителей.
Весьма показательно в этом отношении сравнение двух насосов одного производителя: ЭЦНА5А-160 и ЭЦНА5А-200. Если рассмотреть их параметры не в номинальных режимах, заявленных производителем, а в оптимальных режимах, при которых достигается максимальное значение КПД, то выяснится, что это одинаковые насосы (QОПТ = 185 м3/сут.), спроектированные с учетом разных приоритетов. Первый насос спроектирован с лучшим КПД (63 %) в ущерб напорности (4,8 м). Второй имеет больший напор на одну ступень (5,75 м), но более низкий КПД (55 %). В первом случае рабочая точка номинального режима расположена производителем на левой части напорной характеристики, во втором – на правой.
7. Вопросы диагностики и вывода на режим УЭЦН и ШСНУ.
КЭС дает уникальные возможности не только для широкого использования средств диагностики УЭЦН, освоения скважин и вывода УЭЦН на режим, но и для автоматизации, как отдельных скважин, так и нефтепромыслов в целом.
Как известно, широкому внедрению средств автоматизации, в том числе, средств диагностики добывающих установок, препятствует их достаточно высокая стоимость. Капитальные затраты на внедрение средств автоматизации окупаются в приемлемые сроки только на высокодебитных скважинах.
При КЭС возможна оптимизация стоимости оборудования для добычи нефти из среднедебитных и малодебитных скважин, несмотря на наличие в его составе дорогостоящих СУ с ПЧ. Вызванное их наличием увеличение стоимости оборудования компенсируется при КЭС снижением стоимости ПЭД, ЭЦН и ТМПН за счет снижения их габаритов и, соответственно, стоимости путем увеличения частоты переменного тока, питающего ПЭД, и скорости вращения ЭЦН [2].
Для работы системы автоматического регулирования необходим не только исполнительный элемент, которым является СУ с ПЧ, но и датчики регулируемых параметров, прежде всего дебита скважины. Дебит скважины можно контролировать, измеряя динамический уровень по показаниям датчика давления на приеме насоса системы погружной телеметрии.
Наличие контроля динамического уровня дает возможность при КЭС уменьшить глубину подвески УЭЦН в скважине, что, в свою очередь, позволяет компенсировать увеличение стоимости оборудования при использовании системы погружной телеметрии за счет сокращения стоимости кабеля и НКТ.
Указанные приемы оптимизации стоимости оборудования при КЭС позволяют автоматизировать среднедебитные и малодебитные скважины. А наличие средств диагностики УЭЦН способствует дальнейшему повышению МРП и сокращению затрат на ремонт оборудования.
Производительность УЭЦН при КЭС превосходит дебит скважины в несколько раз. Наряду с возможностью глубокого регулирования давления УЭЦН, данная особенность КЭС позволяет значительно сократить сроки и повысить качество освоения скважин [4].
Основным параметром, определяющим время и качество освоения скважины, является скорость изменения депрессии на пласт. При КЭС уровень пластовой жидкости в межтрубном пространстве в начальный момент освоения скважин снижается со скоростью 10-20 м/мин. Скорость увеличения депрессии на пласт составляет при этом 1-2 (кГс/см2)/мин, что в несколько раз превышает значение данного параметра при непрерывной эксплуатации среднедебитных и малодебитных скважин.
Благодаря большому запасу производительности УЭЦН и возможности глубокого регулирования давления при КЭС, откачать жидкость глушения при освоении скважин можно за достаточно короткое время. Кроме того, более мощные ПЭД имеют большую теплоемкость и нагреваются медленнее. Отмеченные особенности КЭС, наряду с наличием системы диагностики погружного оборудования, полностью исключают опасность перегрева ПЭД в процессе освоения скважин, что является одной из основных причин их отказа в процессе дальнейшей эксплуатации.
Более мощные ПЭД имеют больший пусковой момент, что наряду с использованием ЭЦН меньшей длины, требующих приложения меньшего момента при пуске, создает при КЭС наиболее благоприятные условия для запуска установок, как при освоении скважин, так и при их эксплуатации.
9. Взгляд производственников и разработчиков на периодическую эксплуатацию УЭЦН.
Однозначно отрицательный. Причем, как у производителей УЭЦН, так и у потребителей. Периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях, когда дебит скважин оказывался настолько меньше производительности УЭЦН, что их не удается согласовать дросселированием ЭЦН.
Хотелось бы еще раз развеять распространенное заблуждение, что кратковременная эксплуатация скважин является разновидностью периодической эксплуатации. Это не так. КЭС принципиально отличается от периодической эксплуатации скважин УЭЦН [2-4].
Несмотря на более частые, чем при периодической эксплуатации включения УЭЦН, при КЭС не происходит снижения МРП оборудования, т.к. за счет «мягкого» пуска, ПЧ позволяет устранить ударные пусковые перегрузки.
По характеру гидродинамических процессов в нефтеносном пласте и добывающей скважине кратковременная эксплуатация ближе к непрерывной эксплуатации, чем к периодической. За время откачки жидкости из скважины (несколько минут) динамический уровень и, следовательно, депрессия на пласт меняются незначительно. Поэтому интенсивность притока жидкости из пласта в скважину также меняется очень слабо.
Не происходит при КЭС и таких негативных процессов в ПЗП, как тиксотропное упрочнение структуры нефти в отсутствии ее фильтрации или кольматация ПЗП, которые свойственны периодической эксплуатации скважин.
Откачка жидкости с высокой скоростью при КЭС осуществляется преимущественно из межтрубного пространства над приемом насоса. Поэтому она не сопровождается увеличением выноса мехпримесей.
Не существует опасности замерзания жидкости в арматуре устья скважины и выкидной линии в зимнее время, т.к. при КЭС не выполняется необходимое для этого условие: простой скважины в течение 3 часов при температуре -30 °С. Продолжительность накопления жидкости в скважине при КЭС не превышает 2 часов даже на малодебитных скважинах.
Из сказанного можно сделать однозначный вывод, что КЭС не имеет недостатков периодической эксплуатацией скважин, но достоинства ее сохраняет [3]. После внедрения КЭС необходимости в периодической эксплуатации скважин возникать не будет. КЭС ее полностью исключает.
10. Области применения малодебитных УЭЦН – взгляд производственников и разработчиков.
О том, что характеристики УЭЦН резко ухудшаются со снижением их производительности, начиная с 80 м3/ сут., хорошо известно [5, 8]. Также как и то, что на скважинах с дебитом менее 20 м3/ сут. УЭЦН практически не применяются. Но данные аксиомы справедливы только для непрерывной эксплуатации скважин.
КЭС позволяет эффективно эксплуатировать скважины с дебитом от 5 м3/ сут. до 80 м3/ сут. [2-4]. Общий КПД установки при КЭС с учетом всех видов потерь составляет в среднем 45 %, удельные затраты электроэнергии около 6 (кВт·ч)/(м3·км), что обеспечивает снижение расхода электроэнергии по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН в 2-3 раза. За счет обеспечения работы всех компонентов УЭЦН (ПЭД, ЭЦН, СУ, ТМПН и др.) в оптимальных режимах, МРП оборудования увеличивается в 1,5-2 раза.
Ввиду того, что при КЭС используются УЭЦН, применяемые при непрерывной эксплуатации на высокодебитных скважинах, ЭЦН с подачей менее 80 м3/сут. (при скорости вращения 3000 об./мин) становятся ненужными и их производство со временем можно прекратить.
11. Оптимизация работы и вывода на режим УЭЦН и ШСНУ за счет новых алгоритмов и станций управления.
Даже при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом существуют ограничения на ширину диапазона регулирования при строгом подборе оборудования [7]. ЭЦН работает в оптимальном режиме только в одной точке всего диапазона регулирования. ПЭД недогружен и, следовательно, работает не эффективно, во всем диапазоне регулирования, кроме крайней точки при максимальной скорости вращения. СУ с ПЧ выбирают с большим запасом по мощности, что отрицательно сказывается на стоимости оборудования.
Благодаря особенностям процесса регулирования, КЭС позволяет полностью оптимизировать работу системы «пласт – скважина - установка» в широком диапазоне регулирования, в разных условиях эксплуатации и вне зависимости от сроков эксплуатации [2], что при других способах эксплуатации скважин невозможно. Под полной оптимизацией следует понимать не только обеспечение требуемых режимов эксплуатации нефтеносного пласта и добывающей скважины, но и работу всех компонентов нефтедобывающей установки в оптимальных режимах, т.е. с максимальным КПД и в благоприятных, с точки зрения обеспечения максимальной надежности, режимах.
При КЭС ЭЦН всегда работает в оптимальном режиме. Благодаря этому, не только снижается потребление электроэнергии, но и обеспечиваются снижение нагрузок и уровня вибраций УЭЦН [8], что позволяет увеличить МРП, уменьшить вероятность «полетов».
Увеличению МРП при КЭС способствует также возможность ослабления негативного проявления всех основных осложняющих эксплуатацию скважин факторов [4]. Данная особенность присуща только КЭС и является уникальной.
Оптимизация системы «пласт – скважина - установка» при КЭС позволяет увеличить объемы добычи нефти на отдельных скважинах до 25 %, а в среднем по нефтепромыслу – на 10-15 %.
О возможности автоматизации добычи нефти и упрощении освоения скважин при КЭС было сказано выше. К сказанному следует добавить, что КЭС предполагает обязательное использование современных СУ с ПЧ, которые имеют в своем составе программируемые контроллеры. Наличие контроллеров открывает широчайшие возможности, как в исследовании скважин, так и для проведения различных технологических операций.
Оперативное изменение программы работы УЭЦН позволяет проводить без остановки и подъема оборудования различного рода исследования скважин, например: снятие кривой восстановления давления (КВД), и пласта, например: гидропрослушивание. Наличие возможности получения большого объема экспериментальных данных без нарушения режима эксплуатации скважин дает возможность повысить достоверность проводимых исследований.
Повышение скорости увеличения депрессии на пласт при КЭС и наличие программируемых контроллеров в СУ позволяет в автоматическом режиме без остановки оборудования и его подъема из скважины периодически проводить технологические операции по интенсификации притока жидкости в скважину, аналогичные свабированию, что снижается вероятность кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и ограничения притока пластовой жидкости в скважину. Сохранение дебита скважины неизменным на протяжении длительного времени дает возможность увеличить объемы и повысить рентабельность добычи нефти.
Перечень подобных возможностей можно продолжить. Но данная тема настолько объемна, что требует отдельного рассмотрения.
12. Кабельные линии, удлинители, протекторы – проблемы и решения.
Перечисленные компоненты УЭЦН в настоящее время являются, пожалуй, наименее надежными. Поэтому производителям данной продукции следует уделить повышению их надежности самое пристальное внимание.
Внедрение КЭС позволит отчасти снизить требования к надежности кабельных линий и удлинителей. Кратковременный режим работы позволит уменьшить их рабочую температуру. Благодаря повышению КПД установок снизятся токовые нагрузки на кабельные линии и удлинители. А главное, при КЭС отсутствуют ударные токовые перегрузки при пуске УЭЦН, являющиеся основной причиной отказов кабельных линий и удлинителей.
Протекторы при КЭС работают в менее благоприятных условиях, чем при непрерывной эксплуатации. Объясняется это постоянно изменяющейся температурой во внутренней полости ПЭД. Повлиять на МРП при нынешнем его уровне указанная причина не в состоянии. Но достигнуть МРП, равного сроку службы УЭЦН, помешать может. Выходом из данной ситуации может стать разработка и освоение серийного производства полностью герметичного ПЭД.
(Продолжение следует).
Литература.
- Проблемы рациональной эксплуатации и проектирования скважинных насосных установок. Территория НЕФТЕГАЗ. № 5, 2005.
www.neftegas.info/neftegaz_arhive.php.
- Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования. Территория НЕФТЕГАЗ. № 6, 2005.
www.neftegas.info/neftegaz_arhive.php.
- Кузьмичев Н.П. КЭС – новый подход к повышению рентабельности добычи нефти. Бурение и нефть. № 6, 2005.
www.burneft.ru/arxiv6.php.
- Н. Кузьмичев. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях. Технологии ТЭК. № 4, 2005.
www.oilcapital.ru/edition/technik/archives/archives.shtml.
- Ивановский В.Н. Современные скважинные насосные установки для добычи нефти – области и перспективы применения. «Территория НЕФТЕГАЗ», № 6, 2004.
www.neftegas.info/img/neftegaz/06.2004/article1.htm.
- О. Перельман, С. Пещеренко, А. Рабинович, С. Слепченко. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения. Технологии ТЭК. № 3, 2005.
www.oilcapital.ru/edition/technik/archives/archives.shtml.
- Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года.
- Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года.
Пути решения основных проблем
механизированной добычи нефти.
| Кузьмичев Н.П. – президент ООО «Петролеум21» www.petroleum21.com president@petroleum21.com +7 (8553) 325-326 |
|
Первая часть данной статьи опубликована в № 9 журнала «Территория НЕФТЕГАЗ» [1]. Она посвящена ответам на основные проблемные вопросы механизированной добычи нефти, которые обсуждались на семинаре по рациональной эксплуатации и проектированию скважинных насосных установок, прошедшем 17-18 апреля 2005 года в рамках празднования юбилея РГУ нефти и газа им И.М.Губкина.
2. Нужна ли взаимозаменяемость в УЭЦН (между оборудованием разных заводов-производителей)?
Взаимозаменяемость узлов УЭЦН нужна больше потребителям, нежели производителям УЭЦН. Но унификация изделий важна и для производителей. Производители неохотно идут на изменение конструкции узлов серийных установок. Обычно подобные решения принимаются с целью улучшения потребительских качеств выпускаемой продукции, либо для обеспечения возможности идентификации производителя и исключения подделок.
3. Нужно ли движение в сторону создания ГОСТа для УЭЦН?
Да, нужно. Будет ли единый ГОСТ для УЭЦН или отдельные ГОСТы на ПЭД, ЭЦН, станции управления (СУ), повышающие трансформаторы ТМПН, кабельные линии и другие компоненты установок, нужно решать. Возможно, необходимо и то, и другое.
Увязать все в едином ГОСТе будет сложно. Хотя бы потому, что ПЭД – машина электрическая, ЭЦН – машина гидравлическая, а СУ – электронное изделие. Разные области техники, разные подходы к проектированию, разные методы испытаний и т.д. Но если ГОСТы будут отдельными для разных компонентов УЭЦН, то они должны быть тесно связаны между собой. Т.е. разрабатывать их нужно совместно, под контролем единого координирующего органа.
Выше было отмечено, что будущее - за регулируемыми нефтедобывающими установками [2]. Это следует учесть при разработке ГОСТов для УЭЦН. Все компоненты УЭЦН должны быть описаны не отдельными характеристиками, а семействами характеристик при разных частотах переменного тока и скоростях вращения. Без этого грамотный подбор оборудования к скважинам невозможен.
Повышенное внимание необходимо уделить снятию тепловых характеристик компонентов УЭЦН [2]. Нужно исследовать термодинамические характеристики изделий, чего раньше не делалось. Причем, не только для ПЭД, СУ, ТМПН, но и для ЭЦН, что важно для оценки возможной интенсивности солеотложений и асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО), а также интенсивности коррозии [3]. Особое внимание следует уделить форме представления тепловых характеристик.
4. Нужен ли новый (единый) стандарт на испытание ЭЦН, ПЭД, кабеля и т.д.?
Нет. Требования к испытаниям нужно изложить в ГОСТах на УЭЦН и их компоненты. Но методики испытаний должны предусматривать снятие характеристик изделий в условиях, приближенных к реальным условиям эксплуатации, и при режимах работы отдельных компонентов УЭЦН, соответствующих их работе в составе установки.
6. Отношение к УЭЦН с вентильными двигателями?
Десять лет назад, когда разработки вентильных ПЭД только начинались, автор с пессимизмом относился к возможности создания надежного и недорогого вентильного ПЭД. Прошедшие годы пессимизма не развеяли.
Установки с вентильными ПЭД не могут быть дешевыми по нескольким причинам. Первая – дороговизна материалов, прежде всего высококоэрцитивных постоянных магнитов. Несмотря на то, что NeFeB-магниты дешевле SaCo-магнитов и их цена за последние годы ощутимо снизились, дальнейшее существенное снижение цен вряд ли возможно. Вторая причина - вентильные ПЭД предполагают обязательное наличие в составе оборудования дорогостоящих СУ с ПЧ. Третья причина – высокая трудоемкость изготовления изделий с высококоэрцитивными постоянными магнитами. Чего стоят только требования к чистоте производственных помещений, которые не допускают даже малейшего наличия в воздухе микроскопических ферромагнитных (железных) частиц. К тому же, вентильные ПЭД требуют прецизионной сборки.
Погружные и, следовательно, необслуживаемые вентильные ПЭД с постоянными магнитами очень сложно сделать надежными. Во-первых потому, что они имеют ограниченную, по сравнению с асинхронными ПЭД, термостойкость. Менее дорогие NeFeB-магниты теряют свои свойства при температуре 150-160 °С, что для погружных ПЭД немного. Более термостойкие SaCo-магниты дороги. Во-вторых, и те, и другие магниты хрупки и им присущи большие внутренние напряжения. Поэтому они очень чувствительны не только к ударам, неизбежным при транспортировке и монтаже оборудования, но и к вибрациям при эксплуатации.
С учетом вышесказанного, можно констатировать, что при современном уровне развития техники создать недорогие и надежные вентильные ПЭД невозможно.
Косвенно правоту данного высказывания подтверждают два факта. Первый - прекращение разработок по «вентильной тематике» в ОАО «АЛНАС» - пионере разработок вентильных ПЭД, затратившем на них весьма значительные средства. Второй – УЭЦН с вентильными ПЭД, разработанные в ОАО «РИТЭК», эксплуатируются (фактически проходят подконтрольную эксплуатацию) только в НК «ЛУКОЙЛ», которой ОАО «РИТЭК» подконтролен. Другие нефтяные компании к УЭЦН с вентильными ПЭД относятся с недоверием.
Вентильным ПЭД есть реальная альтернатива: недорогие и надежные электродвигатели с КПД более 90 %, которые серийно выпускаются в общепромышленном исполнении.
8. Взгляд производственников и разработчиков на параметрические и укороченные ПЭД.
Еще в 1999 году автор исследовал серийный образец РППЭД-Я. Тогда же были сделаны выводы об особенностях параметрических ПЭД, которые изложены ниже.
Так называемые «параметрические», т.е. регулируемые изменением напряжения питания ПЭД по сути таковыми не являются. «Параметрические» ПЭД – электродвигатели, в которые уже на этапе расчета заложены достаточно жесткие электромагнитные и тепловые режимы. В результате удалось сконструировать ПЭД с меньшими габаритами и стоимостью, заплатив за это худшими энергетическими параметрами, прежде всего КПД, большей теплонагруженностью и снижением надежности.
Никакими особенностями конструкции «параметрической» обмотки полученные результаты не обусловлены. И ничего кроме увеличения трудоемкости изготовления и увеличения стоимости ПЭД подобная конструкция обмотки не дает. Аналогичные результаты можно получить для ПЭД с традиционной обмоткой, заложив при расчете более жесткие режимы, чем у серийных ПЭД, что и подтвердили укороченные ПЭД (ПЭДУК) производства ОАО «Бугульминский электронасосный завод» (БЭНЗ). Они проще параметрических ПЭД. Поэтому себестоимость ПЭДУК ниже и они надежнее.
Сконструированные подобным образом асинхронные электродвигатели имеют «мягкую» механическую характеристику. Именно «мягкой» характеристикой объясняется возможность «регулирования» скорости вращения параметрических ПЭД и ПЭДУК. Зависимость момента на валу асинхронного электродвигателя от напряжения питания квадратичная. При незначительном изменении напряжения питания существенно изменяется момент на валу и, естественно, скорость вращения. Данный эффект проявляется и в обычных ПЭД. Но ввиду того, что они имеют «жесткую» характеристику, изменение скорости менее заметно.
«Мягкая» характеристика обеспечивает также «самозащиту» параметрических ПЭД и ПЭДУК. Даже при незначительном увеличении момента на валу ПЭД их скорость заметно снижается. А ввиду того, что мощность, потребляемая центробежным насосом, имеет кубическую зависимость от скорости вращения, нагрузка на ПЭД снижается очень сильно. То, что при этом снижаются подача и напор насоса, обычно остается без внимания.
Надежность укороченных ПЭД требует отдельного обсуждения. Массовое внедрение ПЭДУК началось в 2002 году. Многие из тех двигателей работают до сих пор, что, на первый взгляд, кажется нелогичным, т.к. они работают в гораздо более жестких режимах, чем серийные ПЭД. Но объяснить данный факт можно, как минимум, тремя причинами.
Во-первых, все ПЭД, и укороченные в том числе, при непрерывной эксплуатации скважин недогружены на 20-40 %. Запас мощности нужен для освоения скважин и для обеспечения повышенного пускового момента при запуске УЭЦН после простоя.
Во-вторых, электромагнитная система серийных ПЭД рассчитана не оптимально. Даже не меняя геометрию листов ротора и статора, только за счет оптимизации обмотки статора можно увеличить их удельную мощность на 30 %. Данное утверждение подтвердили односекционные ПЭД90-117 и ПЭД100-117, выпускаемые в настоящее время всеми основными производителями УЭЦН. Данные ПЭД были разработаны под руководством автора в 1999 году и освоены в серийном производстве в 2000 году. Электромагнитный и тепловой расчеты были выполнены Великановым С.А.
Удельная мощность ПЭД90-117 и ПЭД100-117 составляет 5-5,6 кВт на один пакет ротора, соответственно, что на 20-30 % больше, чем у серийных ПЭД (~ 4 кВт/пакет). Причем перегрев данных ПЭД в номинальном режиме составляет 24-28 °С, т.е. 60-70 % от допустимого по ТУ значения (40 °С). Этим они выгодно отличаются от ПЭДУК, перегрев, которых (≈ 70 °С) почти в 2 раза выше допустимого.
Кстати, для автора до сих пор остается загадкой: почему полученные результаты не послужили основанием для модернизации, причем «бесплатной», остальных серийных ПЭД.
В-третьих, разработчики погружных электродвигателей подходят к их проектированию со стереотипами, заложенными в проектирование общепромышленных электродвигателей. Основное отличие ПЭД от общепромышленных электродвигателей с позиций обеспечения надежности при проектировании состоит в различии их сроков службы.
Срок службы электродвигателей определяется преимущественно скоростью старения электроизоляционных материалов, зависящей, в первую очередь, от температурного режима эксплуатации, а он определяется электромагнитными режимами. Срок службы ПЭД (5 лет) в несколько раз меньше срока службы общепромышленных электродвигателей. Следовательно, при проектировании ПЭД можно закладывать более жесткие электромагнитные и тепловые режимы, чем принято для общепромышленных электродвигателей, без риска уменьшения срока службы.
Приведенные доводы дают достаточно ясное представление о причинах достаточно неплохой надежности ПЭДУК и их праве на существование. Остается один вопрос: насколько угадал Выдрин З.Ф. – автор ПЭДУК, с электромагнитными и тепловыми режимами? Это покажет время.
Основной проблемой ПЭДУК является низкий КПД. Цифры, заявленные производителем, скорее желаемое, чем действительное. С учетом упомянутой недогрузки ПЭД в реальных условиях, ПЭДУК имеют КПД не более 70 %. С учетом постоянного роста тарифов на электроэнергию [4], прогноз популярности ПЭДУК вряд ли можно назвать оптимистичным.
На сём предлагаю поставить жирную точку в дискуссии о технических достоинствах и недостатках «параметрических» и укороченных ПЭД и больше к этой теме не возвращаться.
Но о нынешней популярности ПЭДУК поговорить следует. По мнению автора, ответ на вопрос о причине достаточно высокого спроса на ПЭДУК лежит не в технической области, а в области организационной. Точнее, в особенностях организации процесса закупок и эксплуатации оборудования в нефтяных компаниях, прежде всего крупных.
Менеджеры нефтяных компаний, осуществляющие закупки оборудования, поставлены в такие условия, при которых они заинтересованы покупать самое дешевое оборудование. Качество оборудования остается на втором плане. Тем более, что, насколько качественное оборудование куплено, становится ясно через полтора-два года, а то и позже.
Популярность ПЭДУК основывается именно на упомянутой особенности. Если сравнить себестоимость и цену ПЭДУК и обычных ПЭД, то выяснится, что разница в себестоимости между ними гораздо больше, чем в цене. Такое положение дел вполне устраивает, как продавца, так и покупателя. Менеджер нефтяной компании закупает оборудование по более низкой цене, а специалист по маркетингу компании-производителя УЭЦН повышает рентабельность продаж.
Если в случае продаж ПЭДУК сложившуюся ситуацию сложно характеризовать как негативную, то в отношении остального погружного оборудования такого не скажешь. Трудно назвать прогрессивным положение дел, при котором производители не заинтересованы выпускать более качественную продукцию. Тем более, если учесть, что, производя более надежное оборудование, они тем самым сокращают будущие объемы продаж, как самого оборудования, так и запасных частей.
Изменение подхода к мотивации персонала, закупающего оборудование в нефтяных компаниях, всех упомянутых проблем не решит. Выход видится в принципиальном изменении взаимоотношений производителей и потребителей нефтедобывающего оборудования.
Наиболее оптимальным вариантом, несомненно, является организация комплексного сервиса с передачей фонда скважин на обслуживание региональным сервисным центрам производителей УЭЦН. В этом случае нефтяные компании полностью будут избавлены от всех проблем, связанных с эксплуатацией погружного оборудования, как технических, так и экономических. Их усилия будут сконцентрированы исключительно на задачах рациональной разработки месторождений.
Подобная организация взаимовыгодных отношений производителей погружного нефтедобывающего оборудования и нефтяных компаний позволит решить все упомянутые выше проблемы. С одной стороны, она будет стимулировать производителей к разработке и освоению производства более совершенного нефтедобывающего оборудования. С другой, позволит обеспечить рациональную разработку месторождений. В конечном счете, подобные взаимоотношения дадут возможность повысить рентабельность добычи нефти, что для Российских нефтяных компаний весьма актуально.
13. Винтовые насосные установки для добычи нефти – взгляд производственников и разработчиков.
Как было отмечено в первой части данной статьи, будущее принадлежит погружным регулируемым насосным установкам: УЭЦН и УЭВН. С учетом наличия значительных запасов вязких нефтей и того факта, что объемы и интенсивность разработки их месторождений в настоящее время недостаточны, УЭВН следует признать весьма перспективными.
Сроки широкомасштабного внедрения УЭВН зависят в основном от объективных факторов. Основным сдерживающим моментом является отсутствие надежных погружных винтовых насосных установок, выпускаемых серийно. Решение данной проблемы, в свою очередь, можно разделить на две задачи. Первая задача: разработка и освоение серийного выпуска надежного погружного высокомоментного низкооборотного привода для винтовых насосов. Вторая задача: разработка и освоение серийного производства надежных и недорогих отечественных винтовых насосов, как альтернативы дорогостоящим импортным насосам.
Первая задача на данный момент не решена ни Российскими, ни иностранными производителями нефтедобывающего оборудования. Она решается тремя принципиально различными путями.
ООО «Эдванс» (г. Санкт-Петербург) совместно с инженерным центром (ИЦ) ОАО «АЛНАС» разрабатывает синхронный высокомоментный низкооборотный погружной электродвигатель (СПЭД), питающийся от общепромышленной сети переменного тока (380 В, 50 Гц), который по конструкции и технологии изготовления, а, следовательно, и по стоимости близок к широко распространенному асинхронному ПЭД.
ООО «РИТЭК-ИТЦ» (инженерно-технический центр ОАО «РИТЭК») разработал и проводит промысловые испытания высокомоментного низкооборотного привода винтовых насосов, состоящего из преобразователя частоты (ПЧ) переменного тока и погружного вентильного электродвигателя с постоянными магнитами [4]. Аналогичным путем идет центр разработки нового оборудования (ЦРНО) ОАО «Нефтегазовые системы».
Несмотря на успехи, достигнутые в разработке ОАО «Красный октябрь» (г. Санкт-Петербург) приводов на основе серийных четырехполюсных ПЭД с погружными редукторами, они вряд ли будут иметь успех в долгосрочной перспективе ввиду их принципиально ограниченной надежности. Импортные приводы с редукторами в Российских нефтяных компаниях неприменимы из-за больших радиальных размеров.
Вторая задача – проблема импортозамещения. К сожалению, выпускаемые ОАО «Ливгидромаш» (г. Ливны) отечественные винтовые насосы пока ощутимо уступают по качеству насосам иностранных производителей: «NETZSCH», «KUDU», «Protex», «Weatherford». Неудачной оказалась первая попытка организовать производство винтовых насосов в ООО «Борец». Не принесла успехов и попытка разработки винтовых насосов в Пермском филиале ВНИИБТ. Хочется надеяться, что усилия инженеров упомянутых компаний в итоге приведут к успеху и Российские нефтяные компании получат недорогие и надежные отечественные винтовые насосы.
К сказанному можно добавить, что отсутствие в настоящее время серийных погружных винтовых насосных установок не значит, что разработку месторождений с вязкой нефтью следует отложить до освоения их производства. Появляются новые технологии извлечения вязкой нефти. Благоприятная тенденция изменения цен на нефть позволяет использовать для освоения новых месторождений дорогие импортные винтовые насосные установки с поверхностным приводом. А расширение масштабов разработки месторождений с вязкой нефтью будет способствовать привлечению инвестиций в разработку УЭВН.
14-17. В связи с неперспективностью ШСНУ автор не видит смысла обсуждать данные вопросы.
Литература.
- Кузьмичев Н.П. Пути решения основных проблем механизированной добычи нефти. Территория НЕФТЕГАЗ. № 9, 2005.
www.neftegas.info/neftegaz_arhive.php.
- Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования. Территория НЕФТЕГАЗ. № 6, 2005.
www.neftegas.info/neftegaz_arhive.php.
- Н. Кузьмичев. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях. Технологии ТЭК. № 4, 2005.
www.oilcapital.ru/edition/technik/archives/archives.shtml.
- В. Павленко, М. Гинзбург. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов. Технологии ТЭК. № 3, 2004.
www.oilcapital.ru/edition/technik/archives/archives.shtml.
Лист из