Штоковый насос для откачки газа: принцип его работы

Технический обзор для инженеров-нефтяников, специалистов по добыче и закупочных групп, которым необходимо понимать, определять спецификации и закупать технологии противогазовых насосов для скважин, где традиционные системы подъема газа выходят из строя.

Введение: Когда газ побеждает, добыча проигрывает

Каждый инженер, занимающийся искусственным подъемом нефти, рано или поздно сталкивается с одной досадной проблемой: скважина работает, насос качает, напорный насос качает, с поверхности все выглядит нормально, но добыча составляет лишь малую часть от того, что должна обеспечивать скважина. На динамометрической карте видна обрушившаяся верхняя часть. Результаты испытаний показывают 30 баррелей в сутки, тогда как модель притока говорит о достижимой добыче в 180 баррелей в сутки. Насос не сломан. Штанга цела. Наземный насос работает исправно.

Скважина заблокирована газом.

В цилиндре насоса над стоячим клапаном скопился свободный газ, и...Штанговый насосНасос сжимает и расширяет газовый столб при каждом ходе поршня вместо вытеснения жидкости. Насос работает — он просто не перекачивает нефть. Это состояние, известное как газовая пробка или газовое засорение, является одной из самых распространенных и дорогостоящих проблем в системах искусственного подъема нефти во всем мире, и оно является причиной непропорционально большой доли потерь добычи, преждевременных ремонтных работ и отложенных баррелей, которые преследуют нефтедобывающие предприятия, работающие с газом.

Проблема имеет глобальный масштаб. Скважины, разрабатывающие месторождения с газовым вытеснением, метановые формации угольных пластов с сопутствующей добычей воды, месторождения на поздних стадиях эксплуатации с повышением газонефтяного отношения по мере снижения пластового давления, а также скважины, заканчивающие скважины вблизи или выше точки насыщения, в различной степени сталкиваются с проблемой газового воздействия. По оценкам экспертов отрасли, потери эффективности насосов, связанные с газом, затрагивают десятки тысяч скважин по всему миру, а совокупный объем отложенной добычи измеряется миллионами баррелей в год.

Инженерное решение этой проблемы заключается в следующем:Противогазовый насос с откачивающей штангой— семейство конструктивных инноваций, которые целенаправленно изменяют стандартную архитектуру насоса, предотвращая образование газовых пробок, обеспечивая управление свободным газом на протяжении всего цикла работы насоса и поддерживая значимую добычу даже в самых сложных с точки зрения газонаполнения условиях скважины. В этом руководстве подробно объясняется, как работают эти конструкции, когда они необходимы, как выбрать правильную конфигурацию для условий вашей скважины и на что следует обращать внимание при выборе производителя, который действительно разбирается в проектировании противогазовых насосов.

Часть первая: Физика газовой пробки — почему обычные насосы выходят из строя в скважинах с высоким газонефтяным эквивалентом.

Как стандартный штанговый насос работает с газом

Чтобы понять, почему возникает газовая пробка и как противогазовые конструкции предотвращают её, необходимо понимать цикл работы обычного штангового насоса и точный механизм, посредством которого газ нарушает его работу.

В нормальном режиме работы насос функционирует следующим образом:

Подъёмный ход: Шток тянет плунжер вверх. Давление под плунжером падает. Стоячий клапан открывается — жидкость из резервуара поступает в цилиндр снизу. Ходовой клапан закрывается — жидкость над плунжером поднимается к поверхности.

Ход вниз: поршень движется вниз. Давление под поршнем повышается. Стоячий клапан закрывается. Ходовой клапан открывается — жидкость перемещается из-под поршня над ним. Цикл повторяется.

Этот цикл работает безупречно, пока бочка заполнена жидкостью. Несжимаемость жидкости — ключевое физическое свойство, от которого зависит весь насосный механизм: когда заполненная жидкостью бочка сжимается опускающимся поршнем, повышение давления происходит мгновенно и значительно, подвижный клапан быстро открывается, и весь ход поршня передается в столб жидкости выше.

Механизм газового замка: пошаговая инструкция

Когда на входе насоса присутствует свободный газ — либо потому, что давление на входе насоса ниже точки кипения жидкости и растворенный газ испаряется, либо из-за отсутствия или недостаточного размера газоотделителя — газ поступает в цилиндр вместе с жидкостью при каждом ходе поршня.

При последующем движении поршня вниз, он опускается и сжимает содержимое бочки. Если бочка содержит чистую жидкость, давление немедленно повышается, подвижный клапан открывается, и вытеснение происходит в обычном режиме. Если бочка содержит газожидкостную смесь, газ сжимается до того, как подвижный клапан откроется — потому что газ сжимаем. Движение поршня вниз должно быть достаточно долгим, чтобы сжать газ до давления, достаточного для открытия подвижного клапана (по сути, до давления столба жидкости над насосом). Только тогда подвижный клапан открывается и начинается вытеснение жидкости.

Чем больше ход поршня до открытия подвижного клапана, тем короче эффективный ход перемещения и тем ниже объемный КПД. При слабом газовом загрязнении насос работает с КПД 60–70%. При сильном газовом загрязнении поршень может сжать газовый столб и достичь нижней точки хода до того, как будет достигнуто достаточное давление для открытия подвижного клапана, и при этом перемещении жидкость не будет вытеснена. Это газовая пробка в полном объеме.

Математическая зависимость определяется степенью сжатия насоса:

КР = (Вб + ВКП) / ВКП

• Вб = Объем, перемещаемый плунжером за весь ход.

• ВКП = Объем зазора — объем между плунжером в нижней точке хода и закрытым стоячим клапаном.

Насос с большим зазором — мертвым пространством между плунжером и верхней частью стоячего клапана в нижней точке хода поршня — имеет низкое соотношение сжатия. Он не может сжать газ до достаточного давления для открытия подвижного клапана при наличии свободного газа. Насос, разработанный с минимальным зазором, имеет высокое соотношение сжатия и может сжать газ до высокого давления до конца хода поршня, открывая подвижный клапан и возобновляя вытеснение жидкости даже в условиях высокого газонефтяного отношения.

Это основной инженерный принцип, лежащий в основе конструкции устройств, предотвращающих утечку газа: минимизация зазора для максимизации степени сжатия.

Как выглядит газовая блокировка на практике — полевые отчеты

Инженеры, имевшие большой опыт работы на месторождениях с высоким газонефтяным отношением, описывают газовые помехи такими терминами, которые делают диагноз наглядным:

Мы добывали нефть из неглубокого песчаника, находящегося прямо на стадии образования пузырьков. Используемые нами обычные насосы показывали объемную эффективность от 35 до 45 процентов — едва треть от того, что мог обеспечить пласт. Динамометрические карты демонстрировали классический признак сжатия газа: закругленный верхний левый угол карты вместо острого прямоугольного, как хотелось бы. Мы знали, что это газ, но не знали, как это исправить без технологий, предотвращающих утечку газа из насосов.

Самое обидное было то, что насос был в механическом плане исправен. Мы его сняли, осмотрели, он выглядел идеально. Запустили обратно, и эффективность осталась прежней. Проблема была не в оборудовании насоса, а в газе. Как только мы это поняли, мы перестали тратить время на осмотр насоса и начали решать саму проблему.

На нашем месторождении метана из угольных пластов скважины добывают в основном воду с попутным газом. Газоотведение огромно по сравнению с дебитом жидких углеводородов. Без противогазовых насосов мы получали 40–50 баррелей воды в сутки из скважин, которые должны были бы давать 150 баррелей в сутки. Скорость осушения влияет на добычу газа, которая нас действительно интересует, поэтому неэффективное осушение оказывает мультипликативный эффект на доходы месторождения.

Эти наблюдения, полученные в полевых условиях, согласуются с данными технической литературы: помехи от газа в первую очередь связаны с эффективностью, а не с механическими поломками, и требуют инженерного решения на уровне проектирования насоса, а не мер по техническому обслуживанию.

Часть вторая: Технологии защиты от бензоколонок — как работает каждый подход

Подход 1: Минимизация объема зазора (решение, основанное на степени сжатия)

Наиболее прямой инженерный ответ на проблему газового зазора — максимально уменьшить его объем в конструкции насоса. Каждый кубический дюйм мертвого объема под плунжером в нижней точке хода — это пространство, которое газ может занимать, не сжимаясь до давления открытия клапана, — это бесполезный ход, который ничего не перемещает.

Источниками объема, необходимого для отвода жидкости в стандартном насосе, являются:

• Зазор между нижней частью плунжера и верхней частью неподвижной клетки клапана в нижней точке хода поршня.

• Внутренний объем самой клетки стоячего клапана

• Любой зазор между установленным клапанным узлом и каналом ствола, возникший из-за производственных допусков или несоосности.

Конструкции, препятствующие работе бензоколонок, решают проблему недостаточного зазора за счет нескольких конкретных модификаций:

Удлинённое дно плунжера: плунжер модифицирован за счёт точно обработанного удлинителя, который плотно входит в отверстие стоящей клетки клапана в нижней точке хода, механически вытесняя объём зазора. Вместо того чтобы плунжер останавливался в верхней части стоящей клетки клапана с зазором между ними, удлинённый плунжер буквально входит в отверстие клетки и устраняет почти всё мертвое пространство. Степень сжатия может увеличиться с типичного значения 1,1–1,3 в стандартном насосе до 3,0–5,0 или выше в хорошо спроектированной противогазовой конфигурации.

Модификация конструкции стоячей запорной клетки: в противогазовых насосах используются стоячие запорные клетки, конструкция которых предусматривает минимальный внутренний объем — более короткие корпуса клеток, шаровые направляющие с малым зазором и обтекаемые пути потока, которые уменьшают мертвый объем внутри клетки, сохраняя при этом достаточную площадь поперечного сечения для перекачки жидкости.

Точное соединение концов ствола: нижняя часть канала ствола обработана с высокой точностью, так что удлинитель плунжера входит в канал обоймы с минимальным радиальным зазором, что максимизирует объем вытеснения самого удлинителя.

Практический результат: противогазовый насос с высоким коэффициентом сжатия может работать в газожидкостных смесях, которые полностью парализовали бы стандартный насос. Если смесь, поступающая в ствол скважины, на 40% состоит из газа по объему при входящих условиях, насос с коэффициентом сжатия 5:1 может сжать этот газ до пятикратного давления на входе — этого достаточно, чтобы открыть подвижный клапан в скважинах с давлением напора в трубах 2000–3000 фунтов на квадратный дюйм — а затем вытеснить жидкость на оставшейся части хода поршня.

Подход 2: Спускной патрубок с подвижным клапаном (конструкция с вентилируемым плунжером)

Другой инженерный подход решает проблему газовых помех не за счет более агрессивного сжатия газа, а за счет обеспечения пути для его выхода до того, как он накопится до проблемного уровня. Спускной патрубок подвижного клапана — иногда называемый вентилируемым подвижным клапаном или вентилируемым плунжером — включает в себя небольшое калиброванное отверстие, соединяющее цилиндр под плунжером с трубкой над ним.

Как это работает во время цикла откачки:

При движении вниз сжатый газ под плунжером (в цилиндре) медленно просачивается через отверстие в трубку над ним. Это снижает давление, которое необходимо достичь до открытия подвижного клапана, эффективно уменьшая потребность в сжатии газа. Размер отверстия подбирается таким образом, чтобы обеспечить прохождение газа, ограничивая при этом обратный поток жидкости — слишком большое отверстие приводит к недопустимой утечке жидкости; слишком маленькое отверстие обеспечивает недостаточный сброс газа.

При движении поршня вверх, дренажное отверстие позволяет небольшому количеству жидкости просачиваться из трубки обратно в цилиндр, создавая небольшое предварительное заполнение жидкостью, которая вытесняет газ из цилиндра. При последующих движениях поршня содержание газа в цилиндре постепенно уменьшается, поскольку газ выходит через отверстие, а предварительное заполнение жидкостью его замещает. Такое поведение, связанное с продувкой газом, постепенно восстанавливает объемную эффективность после возникновения газового загрязнения.

Компромисс при использовании клапанов с увеличенным диаметром отверстия: то же самое отверстие, которое позволяет газу выходить наружу, также допускает непрерывный небольшой обратный поток жидкости из трубки при движении вверх. Эта утечка представляет собой снижение объемной эффективности, которое необходимо принять как плату за управление газом. Хорошо спроектированные противогазовые насосы с клапанами с увеличенным диаметром отверстия калибруют размер отверстия для обеспечения адекватного сброса газа при минимизации обратного потока жидкости — но этот баланс зависит от конкретного газонефтяного отношения, свойств жидкости и рабочего количества перфузий в каждом конкретном случае.

Наилучшее применение: конструкции с подвижным клапаном и каналами лучше всего работают в скважинах с умеренным и прерывистым газовым воздействием — когда случайные газовые пробки нарушают работу насоса, но средняя доля газа на входе находится в пределах нормы. Для скважин с постоянно высоким газонефтяным соотношением одного только подвижного клапана недостаточно, и его необходимо комбинировать с цилиндрической конструкцией с высоким коэффициентом сжатия.

Подход 3: Газовый якорь — внешнее разделение перед входом насоса

Газовый якорь — это не модификация самого насоса, а скважинный сепаратор, устанавливаемый перед впускным патрубком насоса, который использует гравитационное разделение для удаления свободного газа из добываемой жидкости до того, как она попадет в ствол насоса. Это наиболее важный дополнительный инструмент для борьбы с утечкой газа из насоса, и зачастую он более эффективен, чем одни лишь модификации конструкции насоса, если газовый якорь правильно спроектирован и рассчитан.

Как работает газовый якорь:

Свободный газ и жидкость имеют разную плотность. Когда добываемая жидкость попадает в газовый якорь — трубчатую камеру, соединенную между трубой и впускным отверстием насоса, — газ отделяется от жидкости под действием силы плавучести. Газ поднимается вверх к верхней части камеры газового якоря и выходит в затрубное пространство (где он может самостоятельно добывать нефть на поверхность по газоносному каналу затрубного пространства), в то время как жидкость оседает вниз на дно камеры и поступает во впускное отверстие насоса.

Эффективность газового якоря зависит от времени пребывания жидкости внутри якоря — более длительное время пребывания обеспечивает более полное разделение. Время пребывания определяется объемом якоря (чем больше, тем лучше) и расходом (чем ниже расход, тем больше время пребывания для заданного объема). Размер газового якоря должен соответствовать скорости добычи жидкости, газонефтяному соотношению и свойствам жидкости конкретной скважины — якорь, рассчитанный на скважину с производительностью 100 баррелей в сутки, не обеспечит адекватную защиту скважины с производительностью 400 баррелей в сутки.

Виды газовых якорей:

Газовый анкер с обратным потоком (наиболее распространенный): жидкость поступает сверху анкера, течет вниз через центральную трубу, меняет направление потока внизу, а затем течет вверх через внешнее кольцевое пространство к впускному отверстию насоса в верхней части. Свободный газ отделяется во время изменения направления потока и медленного восходящего потока во внешнем кольцевом пространстве, накапливаясь в верхней части анкера, где он выходит в кольцевое пространство обсадной трубы. Такая конструкция обеспечивает наиболее длинный практически возможный путь потока внутри компактного трубчатого корпуса.

Чашеобразный или ребристый анкер: использует внутренние перегородки или чашки для создания множественных обратных потоков и поэтапного разделения. Более эффективен, чем простые конструкции с обратным потоком в скважинах с высоким газонефтяным соотношением, но механически более сложен и более подвержен закупорке парафиновыми или отложениями.

Естественный сепаратор (насос установлен ниже перфораций): В скважинах с достаточным пространством в обсадной трубе и гибкостью труб установка всасывающего патрубка насоса ниже продуктивных перфораций позволяет пластовой жидкости поступать в затрубное пространство обсадной трубы на уровне перфораций, при этом газ естественным образом отделяется и мигрирует вверх, а жидкость оседает и поступает в насос через канал между обсадной трубой и затрубным пространством. Этот метод с использованием естественного газового сепаратора очень эффективен при подходящих условиях заканчивания скважины, но требует определенной геометрии ствола скважины и архитектуры заканчивания.

Подход 4: Комбинированная противогазовая система — интеграция множества технологий

Наиболее эффективные системы противогазовой заправки сочетают в себе все три подхода в интегрированной системе: корпус насоса с высоким коэффициентом сжатия, который справляется с остаточным газом, клапан с изменяемым диаметром канала, который регулирует воздействие остаточного газа в течение цикла работы насоса, и газовый анкер соответствующего размера, расположенный перед впускным патрубком насоса, который удаляет большую часть свободного газа до того, как он достигнет насоса.

Такой комплексный подход обеспечивает синергетический эффект. Газовый якорь уменьшает долю газа, поступающего в насос, что позволяет насосу с высоким коэффициентом сжатия справляться с уменьшенной газовой нагрузкой с большей эффективностью, а перфорированный подвижный клапан обеспечивает предохранительный клапан от случайных газовых пробок, которые обходят якорь во время скачков добычи или нестабильности потока.

Данные, полученные в ходе эксплуатации месторождений с высоким газонефтяным соотношением (ГНС), где были внедрены все три элемента системы, неизменно показывают повышение объемной эффективности от 35–50% (традиционный насос, без системы управления газом) до 70–85% (интегрированная система защиты от газов), при этом одновременно снижается частота случаев газовых пробок с хронических до редких. Инвестиции в полную систему — спецификацию насоса защиты от газов, надлежащий газовый анкер и, при необходимости, модифицированный клапан — обычно окупаются в течение первых нескольких месяцев после повышения эффективности добычи.

Часть третья: Когда вам нужна колонка для защиты от утечки газа — определение сценария работы в полевых условиях

Пороговое значение газонефтяного отношения: когда газовые помехи становятся проблемой?

Загрязнение газом не является бинарным состоянием — это непрерывный спектр от незначительного снижения эффективности при низком газонефтяном соотношении до полной газовой блокировки при высоком газонефтяном соотношении. Порог, при котором загрязнение газом требует активного инженерного вмешательства, зависит от естественного коэффициента сжатия насоса и газонефтяного соотношения в условиях на входе насоса, а не в условиях поверхности.

Важное различие, которое упускают многие инженеры: поверхностное газонефтяное отношение (измеренное в сепараторе) и газонефтяное отношение на входе в насос (газовая доля при давлении и температуре на входе в насос) могут существенно различаться. Газ, растворенный в нефти при пластовом давлении, мгновенно превращается в свободный газ по мере падения давления от пласта до входа в насос. В условиях входа в насос доля свободного газа может быть в 3–5 раз выше, чем измеренное поверхностное газонефтяное отношение, из-за этого мгновенного превращения растворенного газа.

В качестве практического руководства для работы в полевых условиях:

Конкретные сценарии эксплуатации, в которых постоянно требуются заправочные колонки с защитой от утечки газа.

Скважины для осушения угольных пластов метаном: На ранних этапах эксплуатации скважины для добычи метана из угольных пластов (КБМ) добывают в основном воду для снижения давления в угольном пласте и высвобождения адсорбированного метана. Газоотношение (ГОР) с точки зрения осушения огромно — скважина добывает газ в качестве основного продукта, а вода является необходимым побочным продуктом, который необходимо поднять на поверхность. Каждый баррель добытой воды содержит растворенный метан, который испаряется при закачке в насос, и в стволе скважины постоянно находится свободный газ. Противогазовые насосы практически обязательны для операций по осушению КБМ.

В пластах с газовым вытеснением ниже точки насыщения: когда давление в пласте падает ниже точки насыщения, растворенный газ начинает выходить из раствора по всему пласту. В скважинах, разрабатывающих пласты ниже точки насыщения, наблюдается постоянный рост газонефтяного отношения (ГНО) по мере истощения пласта и увеличения доли порового объема, занятого свободным газом. При начале эксплуатации с использованием обычных насосов часто требуется переход к противогазовым конфигурациям по мере повышения ГНО выше порогового значения 300–500 стандартных кубических футов/баррель.

На поздних стадиях разработки месторождений с прорывом газовой шапки: В месторождениях с активной газовой шапкой расширение газовой шапки по мере снижения пластового давления может вызвать прорыв газа в отдельных скважинах, особенно в тех, которые находятся вблизи контакта газа и нефти. Прорыв газовой шапки приводит к быстрому, иногда резкому увеличению газонефтяного отношения, что может привести к газовой пробке обычных насосов в течение нескольких недель после события прорыва.

Скважины с периодическими газовыми пробками: В некоторых скважинах наблюдается периодическая добыча газа — периоды нормальной добычи с преобладанием жидкости, прерываемые газовыми пробками, которые временно превышают пропускную способность насоса и вызывают газовые заторы. При этом, судя по средним показателям добычи, такие скважины могут демонстрировать хорошие результаты, но при этом испытывать несколько периодов газовых заторов в день, что приводит к потере хода насоса и возникновению газовых пробок. Противогазовые насосы справляются с потоком газовых пробок более эффективно, чем обычные конструкции, поддерживая приемлемую среднюю эффективность даже при наличии газовых пробок.

Откачка воды из скважины при низком давлении на входе: При интенсивной эксплуатации скважины при низком давлении на забое давление на входе насоса может упасть ниже точки насыщения нефти даже в скважине с низким газонефтяным соотношением. В таких условиях растворенный газ испаряется на входе насоса и создает газовые помехи, которые не наблюдались бы при более высоких рабочих давлениях. Это особенно часто встречается в плотных пластах, где для максимизации производительности скважины используется интенсивное понижение давления.

Часть четвертая: Выбор правильной конфигурации защиты от бензоколонки

Шаг 1: Точно опишите вашу проблему с газом.

Первым и наиболее важным шагом в выборе противогазового насоса является точная количественная оценка проблемы с газом. Обобщение от «у нас есть газ» до «нам нужен противогазовый насос» недостаточно — удельное газоотводящее отношение (ГОР), давление на входе насоса, доля свободного газа при условиях на входе и механизм газообразования — все это влияет на то, какой противогазовый подход обеспечит наилучшее техническое и экономическое решение.

Необходимые данные для спецификации противогазной заправки:

• Поверхностное газонефтяное отношение (по результатам испытаний сепаратора) — в SCF/барр.

• Давление на входе насоса (ПИП) — измеренное или смоделированное.

• Температура на забое скважины на заданной глубине работы насоса.

• Плотность сырой нефти по API и давление кипения

• Содержание воды (в процентах по массе воды)

• Глубина скважины и глубина установки насоса

• Размеры труб и обсадных труб

• Текущая конфигурация насоса и результаты динамометрических испытаний (если имеются)

Используя эти данные, рассчитайте или получите долю свободного газа при условиях на входе насоса. Это основной параметр для выбора степени сжатия насоса и определения размеров газового анкера.

Шаг 2: Определите требуемую степень сжатия.

Минимальная степень сжатия, необходимая для предотвращения газовой пробки, рассчитывается исходя из доли свободного газа на входе в насос:

Минимальное значение КР = Давление на впуске насоса / (ПИП − Разница давлений для открытия рабочего клапана)

Проще говоря: если доля свободного газа на входе равна F (в десятичном представлении), насос должен сжать газ от давления на входе (ПИП) до давления, достаточного для открытия подвижного клапана — приблизительно равного давлению напора в трубе плюс гидростатический напор столба жидкости над насосом. Степень сжатия должна превышать отношение этих двух давлений.

Для практического применения в полевых условиях: скважины с содержанием свободного газа ниже 15% на входе обрабатываются с коэффициентом сжатия 2–3; скважины с содержанием свободного газа 15–40% требуют коэффициента сжатия 4–6; скважины с содержанием свободного газа выше 40% требуют коэффициента сжатия выше 6, часто в сочетании с модифицированным подвижным клапаном и высокоэффективным газовым якорем.

Производитель должен предоставить конкретную степень сжатия, достигаемую при использовании его системы противогазового насоса, и подтвердить, что она подходит для рассчитанной вами доли всасываемого газа.

Шаг 3: Подбор размера газового якоря

Расчет размеров газового анкера — это не выбор компонентов, а инженерный расчет. Анкер должен обеспечивать достаточное время пребывания для достижения адекватного разделения при ожидаемой скорости потока газа и жидкости.

Ключевым параметром для определения размеров является скорость разделения — скорость подъема жидкости во внешнем кольцевом пространстве газового якоря, которая должна быть ниже скорости подъема газовых пузырьков, чтобы обеспечить разделение газов. Скорость подъема газового пузырька зависит от диаметра пузырька, плотности газа, плотности жидкости и вязкости жидкости.

Для практического расчета размеров: площадь поперечного сечения кольцевого зазора газового якоря (в квадратных дюймах) ≥ скорость добычи жидкости (баррелей в сутки) × 0,031 / минимальная скорость подъема газовых пузырьков (фут/мин). Упрощенное эмпирическое правило, используемое многими инженерами по искусственному подъему нефти: объем кольцевого зазора газового якоря должен быть как минимум в 3–5 раз больше рабочего объема насоса за один ход, обеспечивая как минимум 3 хода для сепарации.

Для скважин с высоким газонефтяным соотношением (выше 500 стандартных кубических футов/баррель) наиболее надежную работу обеспечивают газовые анкеры увеличенного размера — иногда с использованием всего стыка труб ниже насоса в качестве сепараторной камеры. Дополнительные затраты на более длинный корпус анкера незначительны по сравнению с повышением добычи за счет адекватного газоразделения.

Шаг 4: Решите, необходима ли установка клапана с изменяемым диаметром канала.

Конструкция с подвижным клапаном с увеличенным диаметром канала усложняет конструкцию и приводит к небольшому снижению объемной эффективности в обмен на улучшенную устойчивость к газовым помехам. Она лучше всего подходит для скважин, где:

• Газоотведение умеренное и изменчивое (диапазон 200–600 кубических футов/баррель с периодическими пробками).

• Насос с высоким коэффициентом сжатия справляется с большинством видов газа, но периодические газовые порции вызывают временное снижение эффективности.

• Скважина периодически добывает газ, и её надёжное извлечение с помощью одного лишь газового якоря невозможно.

Для скважин с постоянно высоким газонефтяным соотношением (выше 600 СКФ/баррель) клапан с увеличенным диаметром канала является полезным компонентом интегрированной системы, но на него не следует полагаться как на основной механизм управления газом. Его вклад наиболее ценен при управлении остаточными газовыми помехами после того, как газовый якорь и насос с высоким коэффициентом сжатия решили основную проблему с газом.

Часть пятая: Рекомендации по ключевым параметрам для технических характеристик противогазных насосов

Приведенные ниже спецификации представляют собой консенсус, достигнутый опытными специалистами в области проектирования систем искусственного подъема газа для противогазовых установок, сгруппированный по классам газового давления.

Умеренное газонефтяное давление (300–600 кубических футов/баррель на поверхности)

Эксплуатационные характеристики при высоком газонефтяном давлении (600–1500 кубических футов/баррель на поверхности)

Экстремальная услуга по обезвоживанию скважин с высоким газонефтяным соотношением / метаном из угольных пластов (1500 кубических футов в минуту/баррель или 60% свободного газа на входе в насос).

Часть шестая: Распространенные ошибки в технических характеристиках и эксплуатации противогазных насосов.

Ошибка 1: Рассматривать выбор антигазовой колонки как простой выбор из каталога товаров.

Наиболее опасное заблуждение в сфере закупок газовых насосов заключается в представлении о том, что газовый насос — это единый, четко определенный продукт, который можно заказать по каталогу и установить без дополнительного инженерного анализа. В действительности же газовый насос описывает целый спектр конструктивных модификаций — различные степени сжатия, различные геометрические параметры объема зазора, различные размеры портов клапанов — каждая из которых подходит для определенного диапазона условий скважины.

Штанговый насос с коэффициентом сжатия 2,5 — едва превышающим стандартный — обеспечит лишь незначительное улучшение в случае слабого газового загрязнения и полностью не сможет предотвратить газовую пробку в скважине с 50% свободного газа на входе. Насос с коэффициентом сжатия 7,0 может быть избыточно спроектирован (и дороже), чем необходимо для скважины с 15% свободного газа на входе, и может создавать чрезмерные нагрузки, если установлен в скважине с недостаточным погружением.

Корректирующие действия: Предоставьте производителю конкретные данные по скважине (ГОР, ПИП, температура, свойства жидкости) и потребуйте документального подтверждения того, что предлагаемая конфигурация противогаза — с указанием степени сжатия и объема зазора — соответствует расчетной доле свободного газа при условиях на входе насоса.

Ошибка 2: Установка противогазной колонки без подходящего по размеру газового анкера.

Эта ошибка встречается крайне часто. Операторы, столкнувшиеся с проблемами газового загрязнения, правильно определяют необходимость установки противогазового насоса, но не вносят соответствующих изменений в спецификацию газового анкера. Они устанавливают насос с высоким коэффициентом сжатия, но оставляют стандартный — или вовсе не устанавливают — газовый анкер в системе заканчивания скважины.

Насос с высоким коэффициентом сжатия способен перекачивать значительно более высокие доли свободного газа, чем стандартный насос, но его возможности не безграничны. При доле газа на входе выше 50% даже самая лучшая конструкция противогазового насоса с трудом поддерживает приемлемую объемную эффективность без отделения газа на входе. Газовый якорь и противогазовый насос — это не альтернатива, а дополнение друг к другу. Использование одного без другого не позволит добиться существенного повышения производительности.

Меры по устранению неисправности: Рассматривайте противогазовый насос и газовый якорь как единую систему. При заказе противогазового насоса одновременно укажите газовый якорь, размер которого соответствует дебиту скважины и газонефтяному соотношению (ГНС). Уточните у инженера по искусственному подъему, что объем якоря достаточен для ожидаемых условий газожидкостного потока.

Ошибка 3: Закрытие кольцевого зазора обсадной трубы и предотвращение выхода газа.

Газовый якорь работает за счет отделения газа от жидкости и выпуска газа в затрубное пространство обсадной трубы — пространство между трубой и обсадной трубой, — откуда он вытекает на поверхность. Если затрубное пространство обсадной трубы закрыто (например, над насосом установлен эксплуатационный пакер или закрыт запорный клапан на поверхности), отделенному газу некуда деваться. Он накапливается в затрубном пространстве, повышает давление в нем, уменьшает разницу гидростатического градиента, которая приводит к отделению газа, и постепенно возвращается в насос через впускное отверстие, тем самым сводя на нет всю систему газового якоря.

Эта ошибка особенно распространена на месторождениях, где эксплуатационные пакеры обычно используются по другим причинам, связанным с заканчиванием скважины (контроль соответствия закачки, целостность ствола скважины), и при проектировании заканчивания скважины не учитываются последствия установки пакеров для искусственного подъема нефти.

Корректирующие действия: Для любой скважины, в которой для управления газом используется газовый якорь, убедитесь, что затрубное пространство обсадной трубы над газовым якорем открыто на поверхность и что поверхностный клапан затрубного пространства открыт для обеспечения потока газа. Если пакер необходим по другим причинам, связанным с заканчиванием скважины, убедитесь, что он установлен ниже всасывающего патрубка насоса, а не между насосом и зоной отрыва газа.

Ошибка 4: Слишком высокая настройка насоса относительно интервала производства.

Глубина установки насоса напрямую влияет на эффективность противогазовой откачки двумя способами. Во-первых, насос, установленный высоко над продуктивными перфорациями, имеет длинный столб жидкости между перфорациями и всасывающим патрубком насоса — этот столб обеспечивает некоторое отделение природного газа, позволяя пузырькам газа подниматься и отделяться от опускающейся жидкости до того, как она попадет в насос. Установка насоса очень близко к перфорациям устраняет этот естественный столб отделения и максимизирует долю газа, поступающего в насос.

Во-вторых, установка насоса высоко над уровнем жидкости приводит к чрезмерным потерям на трение жидкости в длинном впускном тракте, снижая эффективное давление на входе насоса и потенциально вызывая дополнительное испарение растворенных газов при всасывании.

Меры по устранению проблемы: В скважинах с высоким газонефтяным соотношением (ГНС) устанавливайте насос как можно глубже — в идеале на уровне или вблизи продуктивных перфораций, чтобы максимизировать объем жидкости, доступный для естественного разделения, и максимизировать давление на входе насоса. Каждые дополнительные 100 футов глубины установки при градиенте 0,4 пси/фут увеличивают давление на входе насоса на 40 пси, что может существенно снизить долю растворенного газа на входе.

Ошибка 5: Игнорирование влияния твердых частиц на эффективность газового якоря.

Эффективность разделения газового якоря зависит от времени пребывания — от того, сколько времени добываемая жидкость проводит внутри камеры якоря, в течение которого может происходить разделение. При более высоких значениях СПМ скорость потока жидкости через якорь выше, что сокращает время пребывания и ухудшает разделение. Это означает, что работа противогазового насоса при высоких значениях СПМ для максимизации добычи оказывает контрпродуктивное воздействие на газовый якорь, частично нивелируя увеличение добычи.

В стандартной литературе по противогазовым откачкам это взаимодействие обычно не обсуждается, но о нем постоянно сообщают инженеры, которые тщательно отслеживали эффективность газового якоря при различных настройках СПМ в одной и той же скважине:

Мы обнаружили, что снижение частоты вращения с 10 до 7 ходов в минуту фактически увеличило нашу чистую добычу нефти примерно на 8 процентов, потому что газовый якорь работал намного лучше при меньшей скорости — объемная эффективность выросла больше, чем стоимость уменьшения хода в плане вытеснения.

Корректирующие действия: При настройке рабочих частот циркуляционного насоса (ЧЦН) для скважин с противогазовыми насосами следует учитывать, что часто существует оптимальная ЧЦН ниже максимальной, которая уравновешивает рабочий ход с эффективностью газового заякоривания. Используйте измеренную на динамометре объемную эффективность (а не только скорость добычи) в качестве показателя оптимизации и протестируйте 2–3 различных настройки ЧЦН, прежде чем устанавливать рабочую заданную точку.

Ошибка 6: Несоблюдение требований к контролю состояния динамометрических карт после установки системы защиты от утечки газа.

Насос с высоким коэффициентом сжатия, работающий в условиях преобладания газа, генерирует характерную динамометрическую карту, отличающуюся от идеальной прямоугольной карты полностью нагруженного насоса — и от карты газовых помех неисправного стандартного насоса. Без базового и постоянного мониторинга динамометрических карт невозможно отличить исправно работающую систему противогазового насоса (которая будет демонстрировать характерные признаки сжатия газа даже при работе по назначению) от системы, находящейся в неисправном состоянии, где нарушается управление подачей газа.

Операторы, которые не контролируют показания динамометрических карт на скважинах, предназначенных для откачки газа, часто не могут определить, работает ли их система в соответствии с проектом или же происходит ее ухудшение, — а первым признаком проблемы может быть внезапное снижение добычи, которое можно было бы обнаружить и устранить за несколько недель до этого.

Меры по устранению неисправности: В течение первых двух недель после установки противогазовой заправки необходимо установить базовые показатели динамометрической карты и регулярно сравнивать карты (минимум ежемесячно, еженедельно в течение первых 90 дней). К числу контролируемых параметров относятся: длина участка сжатия газа в ходе нисходящего хода, нагрузка, при которой открывается рабочий клапан (показатель средней доли газа в цилиндре), и общая площадь карты (пропорциональна объемной эффективности).

Часть седьмая: Роль экспертных знаний производителя в повышении эффективности работы бензонасосов.

Почему для производства противогазных насосов требуются специальные инженерные возможности?

Противогазовые насосы — это не просто стандартные насосы с другим описанием в каталоге. Конструкция корпуса с минимальным зазором и объемом, прецизионная посадка удлинителя плунжера в отверстие стоящего клапана, размеры отверстия подвижного клапана — каждая из этих модификаций требует инженерных и производственных возможностей, выходящих за рамки базовой спецификации API 11AX.

В частности, минимизация объема зазора требует точности изготовления, более высокой, чем при стандартном производстве насосов. Удлинитель плунжера должен входить в отверстие стоящего клапана с плотной, но не заедающей посадкой — достаточно плотной, чтобы вытеснить почти весь объем зазора, и достаточно свободной, чтобы избежать контакта металла с металлом, который мог бы создать точку заклинивания. Это требование к допуску достижимо только с помощью прецизионной шлифовки и тщательного контрольно-измерительного оборудования, откалиброванного по прослеживаемым стандартам.

Производитель насосов с откачным штоком, заявляющий о выпуске противогазовых насосов, но не способный указать фактический объем зазора, достигаемую степень сжатия или допуск по размерам соединения удлинителя плунжера с отверстием в корпусе, не предоставляет инженерную противогазовую технологию — он предоставляет описание из каталога.

Инженерная платформа Дуншэн для защиты от газов

Компания Тилинг Дуншэн Нефть Машины и оборудование Ко., ООО. разработала свою систему защиты от газовых насосов в ответ на производственные проблемы крупных нефтеносных бассейнов Китая с высоким газонефтяным соотношением (ГНП). Нефтяное месторождение Дацин — одно из крупнейших в мире зрелых месторождений и богатый источник инженерных инноваций в области искусственного подъема нефти — разрабатывается более 60 лет и в настоящее время характеризуется высоким ГНП и снижением пластового давления, что создает серьезные проблемы, связанные с газовым загрязнением. Нефтяное месторождение Чанцин в Ордосском бассейне разрабатывается из плотных, низкопроницаемых пластов, где снижение давления в скважине вызывает агрессивное испарение растворенного газа на входе насоса. Нефтяное месторождение Шэнли в провинции Шаньдун включает в себя пласты с высоким ГНП и высокой обводненностью — сочетание, которое одновременно создает проблемы как с газовым загрязнением, так и с коррозией.

Более 25 лет работы в этих условиях позволили инженерной команде Дуншэн накопить особый опыт в проектировании и применении противогазовых насосов:

• Действующая монограмма API 11AX — с высокоточной производственной инфраструктурой, необходимой для производства бочек с минимальными зазорами.

• CNPC и Синопек — квалифицированные поставщики, обе национальные нефтяные компании активно работают в условиях высокого газонефтяного давления и включают показатели противогазовой стойкости в свои квалификационные оценки поставщиков.

• Уэтерфорд — квалифицированный поставщик, международная сервисная компания, прошедшая квалификацию, включающую требования к возможностям прикладного проектирования.

• Система управления качеством, сертифицированная по стандарту ISO 9001, включает систематическую проверку критически важных параметров противогазов в процессе производства, в том числе проверку степени сжатия каждого насоса перед отгрузкой.

• Более 20 000 единиц в год — масштабы производства, позволяющие выпускать специализированные противогазовые изделия с неизменно высоким качеством размеров и материалов.

Ассортимент противогазовых насосов Дуншэн включает в себя: вставные насосы с высоким коэффициентом сжатия РГ и РГА с конструкцией корпуса с минимальным объемом зазора; варианты подвижных клапанов с калиброванными отверстиями для различных диапазонов газонефтяного отношения (ГНО); противогазовые анкеры обратного потока, разработанные как интегрированные компоненты заканчивания скважины, размеры которых соответствуют объему насоса и ГНО скважины; а также противогазовые конфигурации с длинным плунжером для наклонных скважин с высоким ГНО, где важны как газовые помехи, так и соосность плунжера.

К каждому отгружаемому компанией Дуншэн противогазовому насосу прилагается документация, содержащая информацию о достигнутом уменьшении объема зазора и рассчитанной степени сжатия — не в качестве маркетингового заявления, а как измеренный и проверенный параметр качества с записями о габаритных размерах.

Заключение: 

Для вашего нефтепромыслового проекта требуются штанговые насосы?

Пожалуйста, оставьте сообщение ниже с указанием параметров вашей нефтяной скважины (глубина скважины, диаметр насоса и дебит).

Наши инженеры в течение 24 часов порекомендуют вам наиболее подходящую модель насоса.