Ивановский Владимир Николаевич Председатель редколлегии журнала «Инженерная практика», заведующий кафедрой машин и оборудования для нефтяной и газовой промышленности, профессор РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, д.т.н.

Типовая структура затрат нефтегазодобывающего предприятия сегодня включает расходы на создание необходимой инфраструктуры для добычи и подготовки нефти, поддержания пластового давления, промысловой перекачки нефти и т.д. Каждую из этих статей расходов можно уменьшить при правильной организации процесса НИОКР и тиражировании полученных в его рамках результатов. Эти результаты обеспечиваются работой квалифицированных научных коллективов корпоративных НИИ, инжиниринговых центров, лабораторий и др.

В задачи каждой из указанных структур сегодня входит определение проблем, возникающих у добывающих обществ, и формирование предложений, нацеленных на их решение с использованием имеющихся у предприятий оборудования и технологий. Однако сегодня этот механизм не отлажен. В большинстве случаев компании заключают договор на проведение НИОКР со своим корпоративным научным центром, который, в свою очередь, передает возложенные на него задачи в другую научно-исследовательскую организацию. В результате такого многоступенчатого подхода возрастают затраты на НИОКР и, как следствие, увеличивается себестоимость добычи нефти. При этом потенциал вузовской науки остается практически нереализованным.

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОМБИНИРОВАННЫХ ВТУЛОК РАДИАЛЬНЫХ ПОДШИПНИКОВ

Анализ возможностей снижения капитальных и операционных затрат нефтяных компаний должен начинаться с подбора оптимального оборудования, которое обеспечит максимально эффективную эксплуатацию того или иного объекта с учетом условий его разработки.

На рис. 1 показан типовой пример затрат на добычу нефти при использовании установок электроприводного центробежного насоса в износостойком исполнении. В структуре стоимости оборудования существенную долю занимают расходы на применяемые материалы, необходимые для обеспечения его износостойкости. Эти затраты можно снизить путем оптимизации конструкции и технологии изготовления различных элементов ЭЦН. Совместно с ЗАО «Плакарт» мы проводили сравнительные испытания отдельных составляющих износостойких насосов, включая втулки промежуточных и концевых радиальных подшипников. Для изготовления последних сегодня, как правило, используются твердые сплавы. Однако стоимость и масса таких втулок как минимум в два-три раза выше, чем у комбинированных втулок, которые также могут использоваться в конструкции насосов.

На рис. 2 и в табл. 1 представлены результаты исследования эффективности применения различных упрочняющих наплавок комбинированных втулок и внешний вид самих изделий после стендовых испытаний на модельной жидкости с концентрацией механических примесей (кварцевый песок 100 Mesh) 20 г/л. Как видно, наплавленные покрытия обеспечивают устойчивость комбинированных втулок к износу, сопоставимую с износостойкостью сплошных втулок, изготовленных из твердого сплава. Но при схожих показателях работоспособности оборудования стоимость каждой комбинированной втулки в несколько раз меньше, чем стандартной твердосплавной детали.

На рис. 3 приведена схема стенда, применявшегося для проведения испытаний подшипниковых узлов ЭЦН. Для испытания ступеней и секций центробежного насоса также был использован специальный вертикальный стенд. Стандартные и модернизированные втулки исследовались в паре со втулкой, выполненной из силицированного графита. В результате стендовых испытаний были сделаны выводы о том, что отдельные конструкции втулок с износостойким покрытием могут применяться для добычи нефти из скважин, характеризующихся самыми сложными условиями эксплуатации, например, высокой концентрацией ТВЧ (до 15 г/л). При этом будут существенно снижены затраты на изготовление и, соответственно, приобретение оборудования, а также затраты на добычу нефти.

ИССЛЕДОВАНИЯ ЭЦН, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Еще одним объектом исследований стали технологии для добычи высоковязких нефтей, доля которых в структуре разведанных запасов составляет примерно 35-40% (рис. 4). К сожалению, многие применяемые для разработки таких месторождений виды оборудования, например, роторные насосы (в том числе винтовые), до сих пор не обладают необходимым набором технических характеристик для поддержания устойчивой и надежной работы скважин. Поэтому в ряде случаев приходится использовать установки центробежных насосов.

На рис. 5 показано, как изменяются характеристики ступеней ЭЦН при увеличении вязкости жидкости. Это изменение очень важно с точки зрения подбора оборудования. Проблема, в первую очередь, заключается в том, что изменение характеристик флюида приводит одновременно к изменению оптимального режима работы, смещению рабочего диапазона, и, как следствие, к росту энергопотребления. При этом следует понимать, что обеспечить необходимые рабочие характеристики ЭЦН на вязкой жидкости с использованием методики пересчетных коэффициентов П.Д. Ляпкова практически невозможно. Пересчетные характеристики существенно отличаются от значений основных показателей, полученных при стендовых испытаниях ступеней ЭЦН малой и средней подачи. При вязкости модельной жидкости в 30-40 сП расхождения в параметрах могут достигать 20-50%.

Такие отличия в характеристиках УЭЦН приводят к неправильному подбору оборудования, снижению его КПД, быстрому износу, резкому повышению вибрации и, соответственно, быстрому выходу из строя. Поэтому исследования, направленные на уточнение методик расчета характеристик ЭЦН при перекачке вязкой жидкости, в настоящее время остаются весьма актуальными.

Расширение диапазона рабочих характеристик, практикуемое многими производителями, возможно только в том случае, если расширение рабочей части характеристики не ухудшает вибрационные и энергетические параметры работы насосов и не приводит к всплытию рабочих колес. Поэтому нефтяникам следует заказывать исследования работоспособности насосов с расширенными характеристиками (рис. 6), и в частности, так называемых «гибких насосов» (flex pump), широко рекламируемых некоторыми изготовителями. Как правило, работа таких ЭЦН при подачах более 1,25 и менее 0,75 от оптимальной (Qo) может привести не только к снижению НнО, но и к значительному увеличению энергопотребления и затрат на добычу нефти.

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНЫХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

Сегодня для разработки новых и модернизации существующих конструкций оборудования производители широко используют различные виды специализированных компьютерных программ. РГУ нефти и газа им И.М. Губкина также обладает всеми необходимыми техническими и программными средствами для проведения исследований и испытаний ступеней ЭЦН и формирования рекомендаций относительно возможности их применения в тех или иных условиях. Многие разработки мы передаем машиностроительным компаниям, которые используют их для дальнейшего тиражирования и создания энергоэффективного оборудования.

На рис. 7 показано, как выглядят расчетная характеристика одной из ступеней, полученная при помощи блока расчетов на программе FlowSimulation, а также характеристика созданной на основе этой симуляции ступени третьего габарита, изготовленной с использованием 3D-принтера. Эти ступени прошли испытания как на наших стендах, так и на стендах ОАО «ОКББН КОННАС».

Фактический КПД даже «выращенной» из пластика ступени с большими коэффициентами трения приближается к 60%, напор при оптимальном режиме достигает 3,5 м, а оптимальный и номинальный режим различаются не более чем на 20%. При создании ступеней центробежных насосов необходимо, чтобы подача при оптимальном режиме отличалась от подачи при номинальном режиме не более чем на 10%. В идеале это различие должно стремиться к нулю, потому что только при оптимальном режиме уровень вибрации оборудования будет минимальным (рис. 9), а наработка на отказ и экономия затрат на добычу — максимальными.

Из-за того, что рабочая часть характеристики (РЧХ) и, соответственно, номинальная подача создаваемого оборудования, на основе которой многие пытаются подобрать оборудование, значительно отличается от оптимальной, из характеристики одной ступени можно «нарезать» несколько! Из-за этого уровень вибрации УЭЦН при работе может возрастать в два, три и даже в пять раз по сравнению с оптимальным режимом, что как раз приводит к быстрому выходу оборудования из строя (рис. 10).

ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

На сегодняшний день в России порядка 50 тыс. скважин, оснащенных штанговыми насосными установками, и скорее всего в ближайшее время это число будет только возрастать. В первую очередь за счет изменения структуры запасов нефти. Поэтому мы считаем, что штанговые технологии добычи нефти как возвратно-поступательного, так и вращательного действия, обладают хорошими перспективами.

Сегодня инжиниринговые и машиностроительные компании, занимающиеся разработкой конструкций различных элементов ШГН, решают задачу повышения надежности и расширения области применения своей продукции, в особенности, насосов, штанг и приводов станков-качалок.

В качестве примера рассмотрим штанговые насосы производства ООО «Магистраль» (г. Санкт-Петербург). К сожалению, не все указанные в технической документации характеристики данных ШГН соответствуют действительности. Нам известно, что некоторые нефтяные компании сейчас рассматривают возможность проведения ОПИ этих насосов. Однако результаты запланированных испытаний едва ли будут положительными, а сами предприятия могут понести большие потери. Конструкция насосов получилась настолько сложной с точки зрения технологии изготовления и эксплуатации, что обеспечить ее работоспособность практически не удается. По той же причине и стоимость такого насоса как минимум в 5-6 раз выше, чем стоимость стандартных износостойких насосов.

На рис. 11 представлены динамограммы работы ШГН с насосом производства ООО «Магистраль», которые показывают наличие очень больших сил трения в паре «поршень — цилиндр», причем при ходе вниз нагрузка в точке подвеса зачастую равна нулю. В связи с этим специалисты ООО «Магистраль» обратились к нам с просьбой помочь модернизировать конструкцию оборудования. Для испытания опытных образцов насосов на кафедре машиностроения были созданы специальные стенды. Первые результаты оказались отрицательными как по утечкам, так и по интенсивности заклинивания пары «поршень — цилиндр» при наличии даже минимального количества механических примесей. В настоящее время доработка конструкции насосов ООО «Магистраль» продолжается, в связи с чем проведение ОПИ этих насосов мы считаем преждевременным.

ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ ШТАНГ

На сегодняшний день применение стеклопластиковых штанг может рассматриваться, прежде всего, как эффективный способ решения проблемы коррозии. Но они обладают рядом других особенностей, например, стеклопластик характеризуется низким модулем упругости по сравнению со сталью. На рис. 12 показаны расчетные характеристики оборудования, которое эксплуатировалось в одной и той же скважине. В одном случае были использованы стеклопластиковые штанги, а в другом — стальные.

Представители компаний-изготовителей ШНС заявляют, что применение таких штанг позволяет повысить коэффициент подачи насоса, но при этом часто путают коэффициент подачи насоса (который не зависит от деформации штанг, а представляет собой произведение коэффициента герметичности и коэффициента наполнения насоса) и коэффициент подачи всей насосной установки. На деле же из-за кратного (в четыре раза) увеличения деформации колонны штанг для сохранения величины подачи насосной установки приходится увеличивать скорость откачки — длину хода или частоту качаний.

Следовательно, утверждать, что применение стеклопластиковых штанг снижает энергозатраты на работу УШГН, нельзя. Их использование целесообразно в тех случаях, когда необходимо разгрузить привод за счет снижения веса колонны штанг, а также при частых обрывах штанг вследствие коррозии.

ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗНЫХ КОНСТРУКЦИЙ КЛАПАНОВ

В настоящее время в штанговых насосах применяются различные виды конструкций клапанов, из которых 95% — шаровые. Также используются цилиндрические и тарельчатые клапаны. Выбор тех или иных видов клапанов зависит от задач, на решение которых ориентированы насосные установки: это может быть увеличение проходного сечения клапана, снижение гидравлических потерь, обеспечение быстрой посадки запорного элемента на седло, обеспечение работы клапана (и насоса в целом) в наклонных и горизонтальных скважинах, увеличение наработки на отказ и т.д. В последнем случае, как правило, не нужно создавать новый вид клапана, а достаточно, например, применения в известной конструкции специальных материалов.

Сегодня в лабораториях РГУ нефти и газа им И.М. Губкина проводятся исследования, нацеленные на модернизацию клапанов штанговых насосов: создаютсяматематические модели работы клапанов разной конструкции; оптимизируются сами конструкции; исследуется работоспособность клапанов в осложненных условиях. В том числе определяется такой параметр, как гидравлическое сопротивление клапана.

На рис. 13 представлена зависимость гидравлических потерь от высоты подъема шара (или иного запорного элемента) над седлом для разных видов клапанов. Результаты компьютерного анализа показали: если стоит задача снижения гидравлического сопротивления, переходить с шаровой на другие конструкции клапанов нет смысла.

Об износостойкости клапанов разной конструкции говорить пока рано — работы в этом направлении продолжаются. Исследования проводятся на сертифицированном стенде, а в качестве модельной используются жидкости разной вязкости с большим содержанием кварцевого песка (концентрация мехпримесей до 20%). На основе результатов этих исследований будет составлен рейтинг разных конструкций (геометрия и конструкционные материалы) клапанов штанговых насосов, предназначенных для тех или иных условий эксплуатации. Это позволит оптимизировать совокупные затраты на приобретение и поддержание надежной работы штанговых насосных установок и снизить себестоимость добычи нефти.

ИССЛЕДОВАНИЯ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Наконец, еще одно перспективное направление исследований — это анализ эффективности использования сепараторов (десендеров) механических примесей разной конструкции (как скважинных, так и наземных), предназначенных для защиты скважинного оборудования от негативного воздействия мехпримесей, а также подготовки воды для системы ППД.

В частности, очистка воды от механических примесей необходима для создания так называемой «загущенной» воды, которая обеспечивает хорошее вымывание нефти при ППД. Если количество механических примесей в воде будет превышать допустимую норму, для «загущения» воды придется использовать намного больше химических реагентов, что существенно увеличит затраты на разработку месторождения.

Совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» мы провели опытно-промысловые работы по испытанию новых систем очистки воды, по результатам которых принято решение о начале их внедрения на объектах нефтяной компании.

Приведем один пример из практики. В мае 2014 года одна инжиниринговая компания принимала участие в конкурсе на поставку сепараторов механических примесей для скважин Самотлорского месторождения. Согласно ТУ на оборудование, коэффициент сепарации механических примесей составлял 90%, однако потребители попросили потенциальных поставщиков подтвердить эти показатели в ходе стендовых испытаний в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В результате выяснилось, что значение коэффициента сепарации 90-95% на мелком песке (100 Mesh) обеспечивается только в узком диапазоне расхода жидкости. С увеличением и уменьшением дебита жидкости коэффициент сепарации резко падает — примерно до 3050%, и в первую очередь — на мелком песке с диаметром частиц 0,1 мм (рис. 14). Следовательно, сепаратор сконструирован неправильно. Внедрение такого оборудования привело бы к неоправданным затратам без улучшения условий работы скважинных насосных установок.

После построения компьютерной модели, позволившей определить оптимальные величины углов наклона лопаток сепаратора, при которых обеспечивается максимальная сепарация механических примесей, удалось привести фактические характеристики в соответствие с заявленными. Высокие значения коэффициентов сепарации были получены как на крупном, так и на самом мелком песке, в том числе при увеличенном расходе жидкости (рис. 15). В результате проведенной модернизации была разработана принципиально иная конструкция сепаратора, позволяющая обеспечить надежную защиту скважинного оборудования от механических примесей.