Штоковый насос API 11AX: руководство покупателя

Исчерпывающий технический справочник для инженеров-нефтяников, специалистов по закупкам и операторов нефтепромыслов, охватывающий выбор насосов, технические характеристики материалов, распространенные неисправности в полевых условиях и лучшие практики закупок.

Введение

Если вы когда-либо стояли на буровой площадке, наблюдая за ритмичным покачиванием парового насоса на фоне горизонта, и задавались вопросом, что же происходит на глубине трех тысяч футов под землей, ответ начинается с...Штанговый насос— одно из самых надежных и широко используемых устройств за всю историю нефтедобычи.

Примерно 80 процентов мировых скважин с искусственным подъемом нефти зависят от штанговых насосных систем. В основе каждой из них лежит подземный насос — компонент, который фактически перемещает жидкость из продуктивного пласта на поверхность. И с середины XX века конструкция, допуски по размерам, требования к материалам и процедуры испытаний этого насоса кодифицированы в едином документе: Спецификация API 11AX, Спецификация для подземных скважин.Штанговый насосУзел, компоненты и комплектующие.

Рынок переполнен. Можно найти подземные насосы, предлагаемые по совершенно разным ценам: от производителей, имеющих сертификат API, до несертифицированных подделок, которые выглядят идентично на фотографии в каталоге, но выходят из строя через несколько недель после установки. Стоимость демонтированного насоса — время работы буровой установки, отложенная добыча, расходы на капитальный ремонт — намного превышает разницу в цене между качественным устройством и дешевой заменой. Оператор, эксплуатирующий 200 скважин и экономящий 400 долларов на каждом насосе при покупке, но теряющий в среднем два дополнительных дня капитального ремонта при каждом демонтаже, почти наверняка теряет деньги на этом решении.

Это руководство для покупателей призвано восполнить этот пробел в знаниях. Независимо от того, выбираете ли вы насос для нового бурения, устраняете неполадки, возникающие при длительной работе существующих скважин, или проверяете нового поставщика, следующие страницы помогут вам разобраться во всех аспектах принятия решений: тип насоса, выбор диаметра скважины, зазор, металлургия, код обозначения, распространенные ошибки и вопросы, которые всегда следует задавать поставщику перед оформлением заказа на покупку.

Цель состоит не в том, чтобы сделать вас экспертом в проектировании насосов, а в том, чтобы сделать вас информированным покупателем, которому нельзя продать не тот товар.

Что такое штанговый насос?

АШтанговый насосЭто поршневой насос объемного действия, который поднимает пластовую жидкость на поверхность, преобразуя линейное движение стальной колонны штанг в насосное действие. Система механически проста: поверхностный насосный агрегат — культовый «качающийся ослик» или балочный насос — приводит в движение полированную штангу, которая поднимается и опускается, а это движение передается на подземный насос через непрерывную колонну резьбовых стальных штанг.

Сам насос состоит из четырех основных компонентов:

• Бочка — цилиндрическая камера, в которой вытесняется жидкость.

• Плунжер — это точно подогнанный поршень, который совершает возвратно-поступательное движение внутри ствола.

• Обратный клапан — это клапан, расположенный в нижней части насоса, который пропускает жидкость внутрь, но предотвращает обратный поток.

• Клапан перемещения — обратный клапан на плунжере, который открывается при движении вверх, чтобы поднять жидкость над ним.

Объяснение цикла перекачки

При движении вверх шток тянет плунжер вверх. Падение давления под плунжером открывает стоячий клапан, втягивая пластовую жидкость из труб в ствол скважины. Тем временем жидкость, уже находящаяся над подвижным клапаном, поднимается к поверхности. При движении вниз плунжер опускается, стоячий клапан закрывается (предотвращая обратное выталкивание жидкости в пласт), и подвижный клапан открывается, позволяя жидкости проходить через плунжер в подготовке к следующему движению вверх. Цикл повторяется — обычно от 4 до 20 раз в минуту — постепенно поднимая жидкость столб за столбом к поверхности.

Стоит оценить, насколько требователен этот режим работы. Насос, установленный на высоте 6000 футов и работающий со скоростью 8 ходов в минуту, совершает почти 4,2 миллиона полных циклов в год. Каждый цикл подвергает плунжер и цилиндр контактным нагрузкам, трению, потенциальному истиранию от песка и химическому воздействию коррозионных газов. Поэтому проектирование насоса и выбор материалов — это не просто теоретические рассуждения, а основные факторы, определяющие, прослужит ли насос 18 месяцев или 3.

Место штанговой насосной системы в системах искусственного подъема нефти

Штанговая откачка является доминирующим методом искусственного подъема нефти в мире, поскольку она экономически эффективна, механически надежна и хорошо изучена. Она наиболее эффективна для скважин с умеренным или низким объемом добычи (обычно до ~2000 баррелей в сутки), на глубинах от нескольких сотен до более 15 000 футов и в широком диапазоне плотности жидкости. Там, где она не справляется — при очень большом объеме добычи, очень высоком газонефтяном соотношении, сильно наклоненных стволах скважин или экстремальных глубинах — операторы могут обратиться к электропогружным насосам (ЭСН) или газлифту. Но для подавляющего большинства эксплуатационных скважин в мире, особенно на зрелых месторождениях,Штанговый насосостается основным рабочим инструментом.

Стандарт API 11AX: зачем он существует и что он охватывает

До появления стандарта API Спецификация 11AX производители нефти сталкивались с серьезной проблемой совместимости. Насосы разных производителей имели несовместимые размеры, что делало практически невозможным замену запасных частей, поршня и седла насоса в полевых условиях. Простои из-за неподходящих компонентов представляли собой хроническую операционную проблему, которую отрасль коллективно решила решить путем стандартизации.

Впервые опубликованный в 1940-х годах и вышедший в 13-м издании (май 2015 г.), стандарт API Спецификация 11AX устанавливает следующие стандартные требования:

• Номинальные диаметры отверстий — от 1-1/16 дюйма (27,0 мм) до 3-3/4 дюйма (95,25 мм)

• Допуски на размеры цилиндров, плунжеров, клапанов и седловых узлов.

• Требования к материалу — минимальная твердость, обозначения сплавов, классы коррозионной стойкости.

• Процедуры испытаний — гидростатические испытательные давления, критерии допустимой герметичности, рабочие характеристики клапана.

• Требования к маркировке и идентификации для обеспечения прослеживаемости.

• Обозначение — стандартизированный код, кодирующий тип, размер и конфигурацию насоса.

Любой производитель, заявляющий о соответствии стандарту API 11AX, должен иметь лицензию Американского института нефти и регулярно проходить независимые аудиты производственных площадок. Монограмма API на насосе — это не маркетинговый ход, а документально подтвержденное, проверенное утверждение о том, что продукт был произведен на предприятии, отвечающем требованиям системы качества API.

Внимание покупателям: указание в каталоге «стандарт API 11AX» или «изготовлено по стандарту API 11AX» не означает наличие действующей лицензии на использование монограммы API 11AX. Всегда проверяйте текущий статус лицензии производителя в официальной базе данных монограмм API перед покупкой. Просроченная или поддельная лицензия — не редкость среди недорогих поставщиков.

Соответствующие стандарты, которые должен знать каждый покупатель.

Классификация типов насосов: выбор правильной конструкции.

Наиболее важным решением при выборе насоса является его базовый тип: трубчатый или штоковый (вставной). Каждый из них имеет архитектурные особенности, которые влияют на все остальные конструктивные решения.

Трубчатый насос (тип API: T)

В трубном насосе цилиндр насоса ввинчивается непосредственно в трубную колонну как часть постоянной конструкции обустройства скважины. Только плунжер и клапанный узел перемещаются вместе с колонной штанг. Практическое следствие: плунжер можно извлечь из колонны штанг для осмотра или замены, не вытаскивая трубу, но если сам цилиндр выйдет из строя или износится, придется вытащить всю трубную колонну — дорогостоящий ремонт.

Преимущество: Поскольку ствол насоса расположен внутри внутренней поверхности трубы, диаметр отверстия насоса может быть максимально увеличен для заданного размера обсадной трубы. В колонну труб диаметром 3-1/2 дюйма можно установить насос с внутренним диаметром до 2-1/2 дюйма, тогда как самый большой фитинг для насоса с внутренним диаметром трубы обычно составляет 2-1/16 дюйма. Этот дополнительный диаметр отверстия напрямую приводит к увеличению объемного расхода за один ход поршня — иногда на 30–50% больше. Поэтому насосы с внутренним диаметром трубы являются предпочтительным выбором в неглубоких скважинах с большим объемом добычи, где не предполагается частое извлечение ствола насоса.

Недостаток: Для обслуживания или замены ствола требуется полная демонтаж обсадной трубы. В скважинах с высоким содержанием парафина, накипи или износом ствола, ускоряющимся коррозией, это может стать существенным недостатком с точки зрения эксплуатационных расходов по сравнению с вставными насосами.

Вставной насос (типы API: РГ, RW, РВА, РГА)

Штанговый насос — также называемый вставным насосом — представляет собой автономный узел (корпус + плунжер + клапаны), который опускается в скважину на штанге и фиксируется в ниппеле, предварительно установленном в трубе. Для извлечения насоса достаточно поднять штангу. Извлечение трубы не требуется. Это делает вставные насосы наиболее предпочтительным выбором для скважин, где ожидается частая замена насосов или где минимизация затрат на капитальный ремонт имеет решающее значение.

Варианты конфигурации ствола и поршня

Помимо базового типа, стандарт API 11AX определяет несколько вариантов конструкции ствола, которые позволяют решать конкретные производственные задачи:

Плунжер с мягкой уплотняющей прокладкой: заменяет плотно прилегающие металлические детали на эластомерные уплотнительные кольца на плунжере. Значительно снижает газовые помехи в скважинах с высоким газонефтяным соотношением, обеспечивая надежное уплотнение даже при миграции газа выше уровня запорного клапана. Компромисс заключается в более высоких нагрузках трения и износе прокладок.

Двухствольная (тандемная) конструкция: две ствольные коробки, соединенные последовательно, — повышает объемную эффективность за счет снижения потерь при откачке, полезна в скважинах с нестабильным уровнем жидкости.

Конструкция с длинным плунжером: Плунжер значительно длиннее хода ствола, что обеспечивает большую площадь износа и лучшее соосность в наклонных скважинах. Это рекомендуемый подход для скважин с углом наклона более 45 градусов.

Проблемы, возникающие в реальных условиях: что на самом деле идёт не так.

Обсуждения на форумах по нефтетехнике и в сообществах операторов нефтяных месторождений неизменно показывают, что большинство отказов насосов не являются случайными механическими событиями — это предсказуемые последствия неправильного выбора насоса, некорректного подбора размеров или игнорирования условий жидкости. Понимание этих причин отказов до оформления заказа — это наиболее экономически эффективная инженерная работа, которую вы можете выполнить.

Газовая пробка: самая распространенная жалоба на оборудовании в полевых условиях.

Газовая пробка возникает, когда свободный газ накапливается в корпусе насоса над стоячим клапаном, сжимаясь и расширяясь без существенного вытеснения жидкости. Насос работает всухую, даже если в кольцевом зазоре присутствует жидкость. Операторы видят, что насосная установка работает нормально, но производительность на поверхности падает почти до нуля.

В скважинах с высоким газонефтяным соотношением (ГНС) — особенно в месторождениях метана угольных пластов, в пластах с вытеснением газа на поздних стадиях эксплуатации или в скважинах, близких к точке насыщения, — газовая пробка не является редким явлением; это хроническая эксплуатационная реальность. Решение почти никогда не сводится к простому усилению работы насоса. Правильные инженерные решения включают: установку насоса глубже, чем продуктивный интервал, установку правильно спроектированного газового анкера перед стоячим клапаном, использование насоса с вентилируемым дренажным отверстием для подвижного клапана или переход на плунжер с мягкой набивкой, обеспечивающий надежное уплотнение даже при наличии газа.

На нефтепромысловых форумах инженеры часто отмечают, что операторы, которые не сталкивались с газовой пробкой на новых месторождениях с высоким газонефтяным соотношением, часто ошибочно диагностируют это как отказ насоса и заказывают замену насоса — только для того, чтобы новый насос демонстрировал то же самое поведение в течение нескольких дней после установки. Газовая пробка — это системная проблема, а не дефект насоса.

Песок и абразивный износ

Наиболее распространенной причиной ускоренного износа цилиндра и плунжера являются песчаные отложения. Зазор в 0,001 дюйма между плунжером и цилиндром, предназначенный для минимизации утечек, превращается в поверхность для прецизионной шлифовки при наличии абразивных частиц. Мелкодисперсный кварцевый песок (50–150 микрон) особенно опасен, поскольку он легко проходит через большинство систем контроля пескообразования, расположенных выше по потоку, но имеет именно тот размер, который позволяет ему застревать в кольцевом зазоре между плунжером и цилиндром.

В качестве инженерного решения целесообразно использовать более толстые стенки цилиндра (тип РГ), плунжеры с покрытием из карбида вольфрама, а в тяжелых случаях — шариковые и седловые узлы из карбида хрома или керамики. В скважинах с большим количеством песка иногда используется больший зазор между плунжером и цилиндром (0,003–0,005 дюйма, иногда называемый «свободной посадкой»), исходя из предположения, что песок проходит сквозь него, а не забивает скважину, — однако такой компромисс снижает объемную эффективность и должен учитываться при расчете производственных показателей.

Коррозия: H₂S, CO₂ и высокая обводненность.

Скважины с высоким содержанием сероводорода (H₂S), высокой концентрацией CO₂ и скважины с высоким содержанием воды (BSW выше 70%) создают агрессивную электрохимическую среду, которая быстро разрушает углеродистую сталь. Точечная коррозия внутренних стенок ствола создает шероховатую поверхность, которая ускоряет износ плунжера; коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) в условиях эксплуатации в H₂S может привести к внезапному хрупкому разрушению компонентов, которые внешне выглядят неповрежденными.

Для работы в средах с высоким содержанием сероводорода применяются требования к материалам NACE MR0175 / ISO 15156. Эти требования определяют конкретные марки сплавов, пределы твердости и протоколы термообработки для всех металлических компонентов, контактирующих с буровой жидкостью. Насос, не соответствующий требованиям NACE для работы в среде H₂S, не является более дешевым вариантом — это потенциальная проблема, которая может привести к дорогостоящей поломке.

Откачка и уровень жидкости

Когда приток жидкости в резервуар становится медленнее, чем производительность насоса, уровень жидкости в кольцевом зазоре падает ниже уровня всасывания насоса. Насос начинает работать с недостаточной подачей жидкости. При движении вниз плунжер резко ударяет по поверхности жидкости — это ударная нагрузка, и на поверхности слышен металлический стук.

Длительное воздействие давления жидкости ускоряет усталость муфты штанги, создает нагрузку на редуктор насосной установки и со временем может привести к выходу из строя колонны штанг. Решение никогда не заключается в простом снижении скорости насоса до нуля — оно состоит в установке контроллера отключения насоса (POC), который обнаруживает показания динамометрической карты, отражающие давление жидкости, и автоматически снижает частоту ходов или вводит периоды отдыха, защищая оборудование без ущерба для добычи из скважины за счет естественного притока.

Накипь и отложения парафина

В карбонатных пластах и ​​в условиях попутной воды внутри ствола насоса может откладываться накипь из карбоната кальция, постепенно уменьшая зазор до тех пор, пока плунжер не заклинит. Выпадение парафина — распространенное явление в скважинах с воскообразной нефтью при температурах, близких к точке помутнения, — имеет тот же эффект. Ни одно из этих явлений не обнаруживается с помощью наземных приборов до тех пор, пока добыча резко не снизится. Программы химической обработки (впрыскивание ингибитора образования накипи или диспергатора парафина) и регулярные испытания скважин являются подходящими профилактическими мерами; их следует рассматривать как часть общей конструкции системы подъема, а не как второстепенные задачи.

Основные критерии выбора: систематический подход к определению технических характеристик насоса.

Опытные инженеры по искусственному подъему нефти используют структурированную систему принятия решений при выборе внутрискважинного насоса. Следующие критерии должны оцениваться последовательно — пропуск любого из них может сделать недействительным весь проект.

01. Целевой темп производства (б/д)

Начните с ожидаемой производительности скважины в баррелях в сутки (БПС). Она определяется анализом притока (кривая ИС) на предполагаемой глубине установки насоса. Насос должен быть рассчитан таким образом, чтобы обеспечить эту производительность при приемлемой частоте ходов в минуту — обычно 6–12 ходов в минуту для большинства скважин. Избыточная мощность насоса приводит к увеличению гидростатического давления; недостаточная мощность снижает объем добычи и вызывает чрезмерную частоту ходов, что ускоряет механический износ.

Часто упускаемый из виду момент: размер скважины должен соответствовать ожидаемой пиковой скорости добычи в течение следующих 18–24 месяцев, с учетом ожидаемых изменений обводненности, газонефтяного отношения и снижения пластового давления — а не только показаниям сегодняшнего испытательного сепаратора. Обычно это означает выбор скважины на один диаметр больше минимально необходимого.

02. Размеры обсадной и трубной колонны

Максимально допустимый диаметр насоса ограничен внутренним диаметром трубы (для вставных насосов) или внутренним диаметром корпуса (для трубных насосов). В таблице ниже приведены практические пределы диаметра для распространенных комбинаций труб и корпусов:

03. Глубина настройки насоса

Глубина установки влияет на растяжение колонны штанг, эффективную длину хода, нагрузку на штангу и гидростатическое давление, которое должен преодолеть насос. Более глубокая установка требует более длинных и тяжелых колонн штанг, что создает большие пиковые нагрузки на полированные штанги и требует более точной конструкции конусности штанг. Методика расчета приведена в стандарте API РП 11L. Как правило, в более глубоких скважинах предпочтительнее использовать вставные насосы, чем трубные, поскольку возможность извлечения насоса без извлечения труб становится более экономически выгодной по мере увеличения затрат на капитальный ремонт скважин с глубиной.

04. Газонефтяное соотношение (ГНС)

Показатель газонефтяного отношения (ГНО) является, пожалуй, наиболее важным параметром жидкости для проектирования насоса. При доле свободного газа выше примерно 5–10% от объема всасываемого насоса объемная эффективность начинает существенно снижаться. При доле газа выше 20–30% газовое загрязнение становится настолько сильным, что вызывает периодические газовые пробки. Инженерные меры должны быть превентивными: правильно спроектированные газовые анкеры могут отделять свободный газ до того, как он попадет в насос, и должны рассматриваться как стандартное оборудование в любой скважине с ГНО выше 200 стандартных кубических футов/баррель.

05. Гравитация жидкости, вязкость и содержание воды.

Для тяжелых масел (с вязкостью ниже 20° API) может потребоваться больший зазор между плунжером и стволом, чтобы предотвратить заклинивание плунжера из-за вязкостного трения, особенно при низких температурах на забое. Высокое содержание воды (выше 70% от массы забоя) значительно увеличивает потенциал коррозии — вода служит электролитом для электрохимического воздействия на стальные компоненты. В этих условиях коррозионностойкое покрытие ствола (твердый хром, никель) и программы впрыскивания ингибиторов являются обязательными.

06. Содержание песка и отклонение скважины

Для скважин с большим количеством песка как минимум требуются толстостенные анкерные стволы (типа РГ) и плунжеры из карбида вольфрама. В наклонных скважинах (наклон более 30°) на плунжер действуют боковые силы, ускоряющие износ ствола с одной стороны — классический пример поломки, характерный для наклонных скважин. Для наклонов более 45° настоятельно рекомендуется конфигурация с длинным плунжером. API РГА (толстостенный анкер) обеспечивает наиболее надежное решение для комбинированной работы с песком и наклонными скважинами.

07. Обслуживание H₂S / CO₂

В любой скважине, где содержание H₂S превышает пороговое значение, определенное в NACE MR0175, необходимо использовать материалы, сертифицированные по этому стандарту. Необходимо контролировать твердость всех компонентов (обычно ≤22 ХРК для углеродистых и низколегированных сталей, контактирующих с буровой жидкостью), а также прилагать к насосу документацию по термообработке. В спецификации на закупку четко укажите требуемое соответствие NACE MR0175 / ISO 15156 и потребуйте протоколы испытаний материалов (МТР) при поставке.

Ключевые параметры и расчеты: как правильно рассчитать цифры.

Оценка темпов производства

Теоретическая валовая производительность штангового насоса рассчитывается следующим образом:

БПД = (0,1166 × D² × S × N × Эв) ÷ 42

• D = Диаметр поршня (дюймы)

• S = Эффективная длина хода (дюймы)

• N = Количество ударов в минуту (уд/мин)

• Эв = Объемный КПД (обычно 0,65–0,92)

Пример расчета: поршень диаметром 2 дюйма (D = 2), эффективный ход 60 дюймов (S = 60), 8 оборотов в минуту (N = 8) и объемный КПД 80% (Эв = 0,80) дают: БПД = (0,1166 × 4 × 60 × 8 × 0,80) ÷ 42 ≈ 107 БПД

Объемный КПД (Эв) на практике редко равен 1,0. Значительное снижение обусловлено газовым загрязнением (самый большой фактор в скважинах с высоким газонефтяным соотношением), утечкой жидкости через плунжер (пропорциональной зазору, перепаду давления и вязкости жидкости) и заполнением насоса (ограничено притоком из пласта). Разумным рабочим предположением для проектирования является Эв = 0,70–0,85 для скважин стандартного назначения; в скважинах, работающих с сероводородом или тяжелой нефтью, он может составлять 0,60–0,70.

Зазор между поршнем и стволом

Зазор между наружным и внутренним диаметрами плунжера определяет компромисс между объемной эффективностью (малый зазор = меньшая утечка = более высокая эффективность) и подверженностью застреванию песка и термическому заклиниванию (больший зазор = большая устойчивость к загрязнениям и температурному расширению).

Выбор длины ствола

Длина ствола должна обеспечивать полный ход плунжера плюс механический запас хода — обычно это эффективная длина хода плюс 12–18 дюймов. Ствол также должен быть достаточно длинным, чтобы нижняя часть плунжера всегда находилась выше упорного клапана в верхней точке подъема. Недостаточная длина ствола приводит к выходу плунжера из ствола — катастрофической поломке, которая разрушает оба компонента и требует полной замены насоса.

Правило: Длина ствола ≥ Эффективный ход поршня + Длина плунжера + запас хода на 12 дюймов.

Ограничения частоты сердечных сокращений (ЧСС)

Более высокая частота вращения насоса (в сутках в минуту) означает более высокую производительность при заданном диаметре ствола, но также и более высокую циклическую нагрузку на штангу, большее напряжение в редукторе наземного агрегата и более быстрый износ компонентов насоса. В соответствии с передовой отраслевой практикой, для большинства эксплуатационных скважин рекомендуется частота вращения 6–12 в сутках в минуту. Скважины, работающие с частотой вращения выше 16 в сутках в минуту, следует тщательно проверить — либо насос имеет недостаточную мощность для достижения целевого уровня производительности, либо наземный агрегат неправильно сконфигурирован. Непрерывная работа насосов на максимальной номинальной частоте вращения для компенсации недостаточной мощности является одним из самых быстрых путей к преждевременному выходу из строя штанговой колонны и самого насоса.

Технические характеристики материалов: соответствие металлургических характеристик поставленной задаче.

Ни один аспект технических характеристик штанговых насосов не вызывает столько споров в полевых условиях, как выбор материалов. Инженеры, столкнувшиеся с преждевременными отказами в коррозионных или абразивных средах, прекрасно понимают, почему надбавка в 15–20% за улучшенную металлургию является одним из наиболее выгодных вложений в нефтепромысловые закупки.

Бочка

Основная нагрузка от износа приходится на внутреннюю поверхность ствола. Стандартные опции:

• Хромированное покрытие (твердый хром, толщина 0,003–0,005 мм): стандартное для большинства условий эксплуатации; твердость поверхности 58–65 ХРК.

• Никелированное покрытие: превосходная коррозионная стойкость в средах с преобладанием CO₂.

• Азотирование/цементация: экономичное решение для неинтенсивной эксплуатации; подходит для чистых скважин.

• Биметаллическая втулка: для работы в условиях экстремального истирания — закалённая вставка ствольной гильзы внутри конструктивной внешней оболочки.

Поршень

• Хромированное покрытие поверх никеля: сбалансированная коррозионная и износостойкость; соответствует стандарту эксплуатации.

• Напыляемое покрытие из карбида вольфрама (ТК): максимальная износостойкость — золотой стандарт для работы с песком.

• Плазное напыление керамики: для работы в условиях воздействия коррозионных и абразивных веществ (сероводород + песок).

• Монель: Для сред с высоким содержанием H₂S и хлоридов, требующих максимальной коррозионной стойкости.

Чтобы избежать гальванического ускорения и неравномерного износа, необходимо подобрать твердость плунжера в соответствии с твердостью ствола.

Шаровые и седельные клапаны

Характеристики компонентов клапанов часто занижены по сравнению с их влиянием на срок службы насоса:

• Нержавеющая сталь 440-C (хромированная сталь): стандартный режим работы в чистых жидкостях.

• Карбид вольфрама (Туалет): песок, абразивы, высокоскоростной поток — наиболее рекомендуемый материал; часто удваивает срок службы клапана.

• Керамика: комбинированный режим работы с сероводородом (H₂S), коррозионными и абразивными воздействиями.

• Стеллит: Высокая температура + абразивный износ (термические методы повышения нефтеотдачи, закачка пара)

Шарики и седла из карбида вольфрама обычно увеличивают стоимость комплекта клапанов на 200–400 долларов при покупке. В скважине, добывающей значительное количество песка, седла из хромовой стали могут потребовать замены каждые 90 дней; срок службы седел из карбида вольфрама обычно составляет 12–18 месяцев. Расчеты почти всегда показывают преимущество карбида вольфрама.

Конструктивные элементы и соответствие стандартам NACE

Для работы в средах с высоким содержанием сероводорода (H₂S) все металлические компоненты должны соответствовать стандартам NACE MR0175 / ISO 15156. Это включает в себя:

• Пределы твердости (≤22 ХРК для большинства углеродистых и низколегированных сталей)

• Протоколы контролируемой термической обработки

• Ограничения на использование сплавов для устранения уязвимых микроструктур.

• Полная прослеживаемость номера партии от сертификата производителя до готового компонента.

В качестве части пакета сопроводительной документации необходимо запросить сертификаты испытаний на твердость и записи о термообработке. Дополнительная документационная нагрузка на производителя, соответствующего требованиям, минимальна, а ее отсутствие является явным сигналом того, что поставщик фактически не выполнил требования NACE.

Чтение кода обозначения API 11AX

Каждый насос, соответствующий стандарту API 11AX, имеет стандартизированный код, который кодирует его полные технические характеристики. Умение читать этот код — важный навык для любого, кто приобретает, выбирает или устраняет неисправности насосов.

Пример: 20-125RWBC1

Обозначение диаметра канала ствола "25" означает диаметр 2-5/8 дюйма. "30" = 3 дюйма, "35" = 3-5/8 дюйма и так далее.

При оформлении заказа всегда уточняйте полный код обозначения, включая длину ствола и тип седла. Два насоса с одинаковым диаметром и типом, но разной длиной ствола или типом седла не взаимозаменяемы. Несоответствие типа седла означает, что насос не зафиксируется в скважине, что потребует немедленного и дорогостоящего извлечения.

Распространенные ошибки при закупках, которые дорого обходятся операторам.

После анализа примеров отказов и обсуждений между инженерами в нефтедобывающих сообществах были выявлены семь ошибок при покупке и выборе технических характеристик, которые неоднократно становятся основными причинами преждевременных отказов насосов и неоправданных затрат на капитальный ремонт.

Ошибка 1: Выбор размера насоса, основываясь только на текущем объеме производства.

Насос, точно рассчитанный на сегодняшнюю производительность, не имеет запаса прочности на случай снижения давления в резервуаре, увеличения обводненности или сезонных корректировок количества твердых частиц. Размер насоса должен соответствовать ожидаемой пиковой производительности в течение следующих 18–24 месяцев, а не сегодняшним показаниям сепаратора. Обычно это означает выбор на один диаметр больше минимально необходимого.

Ошибка 2: Игнорирование ГОР при выборе зазора между плунжером и стволом.

Инженеры часто по умолчанию указывают стандартный зазор (посадка № 2), не анализируя данные по газонефтяному сопротивлению (ГНС). В скважинах с высоким ГНС малый зазор в сочетании с газовым сопротивлением приводит к разрушению жидкостной пленки между плунжером и стволом, вызывая контакт металла с металлом и быстрый износ. Правильный подход для ГНС выше 300 SCF/баррель заключается в использовании мягко упакованного плунжера или, как минимум, посадки с зазором № 3 и хорошо спроектированного газового анкера.

Ошибка 3: Пропуск проверки соответствия стандартам NACE из-за низких показателей H₂S.

Концентрации H₂S могут значительно различаться между скважинами на одном и том же месторождении и могут увеличиваться по мере снижения пластового давления. Многие операторы сталкивались с отказами насосов из-за коррозионного растрескивания под напряжением, если при их установке не были соблюдены требования NACE, поскольку первоначальные показания H₂S были ниже порогового значения. На любом месторождении с известным потенциалом содержания сероводорода использование материалов, соответствующих требованиям NACE, с самого начала обходится гораздо дешевле, чем модернизация после отказа.

Ошибка 4: Покупка у нелицензированных поставщиков, совместимых с API.

Распространение в каталогах описаний продукции фраз типа «стандарт API 11AX разработан» от производителей, не имеющих действующей лицензии на использование монограммы API, представляет собой серьезный риск для качества. Без проверенной системы управления качеством, лежащей в основе лицензии API, допуски на размеры, сертификаты материалов и испытательная документация могут не соответствовать спецификации. Перед тем как согласовывать с новым поставщиком условия лицензии, проверьте статус лицензии непосредственно на сайте API.org.

Ошибка 5: Указание слишком короткой длины ствола для запланированного хода поршня.

Одна из самых опасных ошибок в полевых условиях — это эксплуатация насоса с недостаточной длиной ствола для заданного хода поршня. Когда плунжер выходит из нижней части ствола при движении вверх, клапаны разрушаются, и ствол, и плунжер получают серьёзные повреждения. Этого можно полностью избежать, проверив следующее: длина ствола ≥ эффективный ход + длина плунжера + 12 дюймов.

Ошибка 6: Использование шаровых опор из хромированной стали в условиях эксплуатации на песке.

Шарики и седла из хромированной стали (440-C) подходят для скважин с чистой жидкостью, но изнашиваются значительно быстрее, чем карбид вольфрама, в жидкостях, содержащих песок. В скважине, добывающей 50 фунтов песка в день, седла из хромированной стали могут нуждаться в замене каждые 90 дней; срок службы седла из карбида вольфрама обычно составляет 12–18 месяцев. В любой скважине со значительной добычей песка расчеты однозначно показывают преимущество карбида вольфрама, несмотря на более высокую первоначальную стоимость единицы продукции.

Ошибка 7: Незапрос отчетов о заводских испытаниях (МТР)

В протоколах испытаний материалов документируется химический состав, термическая обработка и результаты испытаний на твердость для каждой партии компонентов. Без протоколов испытаний материалов у вас нет подтвержденных доказательств того, что материалы соответствуют техническим требованиям. В любых ответственных областях применения — глубокие скважины, работа в средах с агрессивными средами, подъем тяжелых грузов — протоколы испытаний материалов являются обязательными. Авторитетный производитель без колебаний обеспечит наличие этой документации в организованном виде. Неспособность или нежелание предоставить протоколы испытаний материалов является серьезным тревожным сигналом.

На что обращать внимание при выборе сертифицированного производителя штанговых насосов

Выбор производителя насосов — это не просто вопрос цены. Факторы, отличающие надежного поставщика на долгосрочную перспективу от ненадежного, можно определить заранее, если задать правильные вопросы.

Монограмма API 11AX: базовый, не подлежащий обсуждению стандарт.

Наличие действующей лицензии на использование монограммы API 11AX означает, что производитель прошел независимую проверку своей системы управления качеством, производственных процессов, измерительного и испытательного оборудования, а также практики ведения документации. Это базовое требование для серьезного поставщика подземных насосов, а не конкурентное преимущество. Если у поставщика нет действующей лицензии на использование монограммы, его не следует включать в ваш список утвержденных поставщиков для применения в соответствии со стандартами API.

Статус квалифицированного поставщика для крупных операторов.

Получение статуса поставщика материалов для национальных нефтяных компаний, таких как CNPC и Синопек, или для международных сервисных компаний, таких как Уэтерфорд, требует прохождения строгих аудитов квалификации поставщиков, которые выходят далеко за рамки монограммы API. Эти программы оценивают производственные возможности, документацию по системе качества, историю поставок и проводят инспекции заводов на местах. Одобрение этими организациями обеспечивает уровень независимой гарантии качества, который одни только рыночные сертификаты не могут воспроизвести.

Масштабы производства и инженерные возможности

Высокий объем производства — более 20 000 единиц в год — в сочетании с командой квалифицированных инженеров является надежным показателем стабильности производства. Крупносерийное производство требует жесткого контроля технологических процессов; заводы, выпускающие всего несколько сотен единиц в год, не могут оправдать капиталовложения в прецизионную шлифовку, хонингование стволов и оборудование для контроля твердости в процессе производства, которые необходимы для качественного производства. Аналогично, команда инженеров, способная поддерживать индивидуальные спецификации — нестандартные размеры канала ствола, запросы на специальные сплавы, пакеты документации NACE — представляет собой реальную ценность по сравнению с дистрибьютором, который просто перемаркировывает стандартную продукцию.

«Дуншэн Стандарт»

Компания Тилинг Дуншэн Нефть Машины и оборудование Ко., ООО. производит подземные насосы, сертифицированные по стандарту API, с 2000 года. Обладая более чем 25-летним опытом работы, компания создала производственную инфраструктуру, системы контроля качества и инженерные знания, необходимые для серьезных закупок в нефтедобывающей отрасли.

• Активная монограмма API 11AX — полная отслеживаемость и соответствие требованиям аудита сторонних организаций.

• Сертификация ISO 9001 — комплексное управление качеством от сырья до контроля качества готовой продукции.

• Система экологического менеджмента ISO 14001 — соответствие международным экологическим стандартам.

• Статус национального высокотехнологичного предприятия — отражает постоянные инвестиции в НИОКР и технологический потенциал.

• Сертификация интеллектуальной собственности — это разработка собственных технологий, а не их массовое копирование.

• Поставщик, одобренный CNPC и Синопек — двумя крупнейшими нефтяными компаниями Китая.

• Уэтерфорд — сертифицированный поставщик, одобренный одной из крупнейших в мире компаний по обслуживанию нефтепромыслов.

• Производственная мощность более 20 000 единиц в год — стабильное качество более чем в 100 вариантах исполнения продукции.

• Опыт глобального экспорта — продукция используется в США, Канаде, Румынии, Индонезии, а также в крупнейших нефтеносных бассейнах Китая (Ляохэ, Дацин, Чанцин, Шэнли).

Ассортимент продукции Дуншэн охватывает весь диапазон стандартов API 11AX: стандартные вставные насосы (РГ, RW, РВА, РГА), трубные насосы и ряд специализированных изделий, разработанных для сложных условий эксплуатации, включая насосы для контроля пескообразования с длинным плунжером, глубоководные насосы с модульной конструкцией корпуса, оптимизированные для скважин с низким давлением и низким уровнем жидкости, а также вставные насосы для тяжелых нефтей. Каждое изделие проходит комплексную проверку качества на входе, в процессе производства и окончательную проверку перед отгрузкой.

Насосы Дуншэн работали в Ляохэ, Дацине, Чанцине и Шэнли — четырех наиболее сложных нефтепромысловых зонах Китая, охватывающих добычу тяжелой нефти, глубокие скважины, высокопесчаную добычу и высокотемпературные условия. Эта полевая проверка в различных условиях является наиболее значимым подтверждением производительности, которое может предоставить производитель насосов.

Заключение

ОнШтоковый насос API 11AXНасос является одним из наиболее стандартизированных видов оборудования в нефтедобывающей отрасли, и тем не менее, его характеристики часто оставляют желать лучшего. Разница между насосом, проработавшим 18 месяцев, и насосом, демонтированным через 90 дней, почти всегда объясняется решениями, принятыми до оформления заказа на покупку: выбор диаметра, зазоров, марки материала, длины ствола и квалификации поставщика.

Применение систематического подхода, описанного в данном руководстве, значительно снизит вероятность предотвратимых отказов, которые составляют большинство случаев преждевременного снятия насосов на любом действующем нефтяном месторождении. В заключение следует особо отметить три принципа:

1. Прежде чем выбирать насос, необходимо понимать характеристики рабочей жидкости. Газоотведение (ГОР), содержание H₂S, песчаная нагрузка и обводненность имеют свои специфические последствия для типа насоса, зазора и металлургии, которые невозможно учесть с помощью единой стандартной спецификации. Стандартный зазор № 2 с клапанами из хромированной стали — это вполне подходящая отправная точка для чистой скважины с низким газоотведением и легкой нефтью, но неправильный выбор для тяжелой, песчаной, сернистой нефтяной скважины.

2. Рассматривайте наличие монограммы API 11AX как минимальное требование к поставщику, а не как конкурентное преимущество. Конкурентным преимуществом является подтвержденная в полевых условиях производительность в различных условиях эксплуатации, инженерная поддержка нестандартных требований и целостность документации, подтверждающей каждое заявление о материалах и размерах. Запрашивайте отчеты о техническом обслуживании, протоколы инспекций и информацию о производственных возможностях завода, а не только сертификат.

3. Важным показателем является общая стоимость владения, а не цена покупки. Насос, работающий вдвое дольше на скважине с интенсивным капитальным ремонтом, приносит гораздо большую выгоду, чем предполагает разница в стоимости единицы продукции. Если учесть время работы буровой установки, отложенную добычу, обработку штанг и затраты на персонал, то высококачественный насос, увеличивающий среднее время между отказами даже на 30%, обычно окупает разницу в стоимости в течение первого длительного периода эксплуатации.

Независимо от того, покупаете ли вы свой первый насос или десятитысячный, правильный подбор технических характеристик насоса в соответствии с условиями скважины — при поддержке квалифицированного, прошедшего аудит производителя — является наиболее надежным путем к устойчивым затратам на подъем и максимальному времени безотказной работы.

Часто задаваемые вопросы

В1. В чем разница между штанговым насосом API 11AX и трубным насосом, и как мне сделать выбор?

Основное различие заключается в способе извлечения насоса: штанговый (вставной) насос спускается на штанговой колонне и может быть извлечен без нарушения целостности обсадной трубы, в то время как трубный насос имеет постоянно установленный в обсадной колонне ствол и требует полного извлечения обсадной трубы для замены ствола. Выбирайте вставной насос, если вы ожидаете частой замены насоса из-за песка, коррозии или ухудшения пластовых условий; когда скважина глубокая, а капитальный ремонт дорог; или когда вам необходима оперативная гибкость. Выбирайте трубный насос, если максимальный диаметр скважины — и, следовательно, максимальная производительность — является основным требованием для заданного диаметра обсадной трубы, и когда вы ожидаете нечастого технического обслуживания насоса, поскольку среда жидкости чистая и благоприятная.

В2. Как узнать, какой зазор между плунжером и стволом необходимо задать?

Выбор зазора обеспечивает баланс между объемной эффективностью и допустимыми условиями скважины. Для чистых скважин с легкой нефтью, без существенного выноса песка и с низким газонефтяным соотношением (ГНС), следует выбирать зазор № 1 или № 2 (плотный) для максимальной эффективности. Для скважин с песком (даже периодическим), тяжелой нефтью, большим отклонением или повышенной температурой следует выбирать зазор № 3 или № 4 (свободный) для предотвращения образования песчаных мостиков и термического заклинивания. В случае сомнений, стандартным вариантом в отрасли является зазор № 2 (0,001–0,002 дюйма с каждой стороны) для стандартного обслуживания. Всегда проверяйте результаты анализа воды, данные анализа проб песка и ГНС, прежде чем принимать какие-либо стандартные параметры.

В3. Когда необходимо указывать соответствие стандарту NACE MR0175?

Стандарт NACE MR0175 / ISO 15156 применяется всякий раз, когда парциальное давление H₂S в газовой фазе скважины превышает 0,05 псия (0,34 кПа) — пороговое значение, соответствующее очень низким концентрациям H₂S в большинстве пластовых условий. На практике, для любой скважины, где известно или предполагается наличие сероводорода, указание соответствия стандарту NACE исключает риск разрушения высокопрочных стальных компонентов вследствие сульфидного растрескивания под напряжением (ССК). Доплата за материалы, соответствующие стандарту NACE, обычно составляет 10–20% и почти всегда оправдана предотвращением негативных последствий. При поставке необходимо запросить протоколы испытаний материалов с показаниями твердости и сертификаты термообработки.

Вопрос 4. Как долго должен прослужить правильно подобранный штанговый насос?

В скважинах с чистыми условиями эксплуатации — низким содержанием песка, низкой коррозией, стабильным уровнем жидкости, соответствующим количеством твердых частиц — правильно подобранный и установленный насос API 11AX обычно обеспечивает срок службы от 18 до 36 месяцев до необходимости осмотра или замены. В агрессивных условиях эксплуатации (песок, H₂S, высокое содержание воды, отклонения) более реалистичным целевым показателем является 9–18 месяцев, а в некоторых случаях циклы замены составляют 6 месяцев независимо от модернизации материалов. Отслеживание среднего времени безотказной работы (MTBF) по категориям скважин и сопоставление отказов с изменениями состояния жидкости является наиболее надежным диагностическим инструментом для увеличения срока службы насоса на вашем предприятии.