1. Определение и принцип работы насосно-компрессорных труб API:
насос для трубок API: Корпус насоса закреплен на нижнем конце НКТ, а насосная штанга перемещает плунжер вперед и назад для обеспечения всасывания и нагнетания. По сравнению со вставными насосами (в которых корпус насоса и плунжер могут выдвигаться и задвигаться как единое целое), насосы API для труб имеют более толстые корпуса, более устойчивы к давлению и износу. Однако это достигается за счет необходимости извлечения НКТ для обслуживания, что затрудняет доступ к ним.
Различия между насосами API и традиционными штанговыми глубинными насосами:
Конструктивное положение: ствол насоса закреплен на трубке (трубчатый насос API), в то время как ствол насоса вытягивается и втягивается вместе со штоком (вставной насос).
Давление и жесткость:Трубчатые насосы APIобеспечивают более высокую устойчивость к давлению и более стабильны в скважинах с высоким давлением и на большой глубине.
Стратегия обслуживания:Трубчатые насосы APIимеют относительно более высокие затраты на техническое обслуживание, но более длительные циклы технического обслуживания.
2. Механизмы "жидкостного шока" и "газовой интерференции":
Гидроудар: в камеру насоса поступает чередующийся поток газа, жидкости и шлама. Совокупный эффект мгновенного открытия и закрытия клапана, а также инерции жидкости создают скачки давления, которые воздействуют на компоненты клапана и сопрягаемые поверхности плунжера и цилиндра, вызывая преждевременный износ, поломки и простои.
Газовые помехи/газовая пробка: Высокий ГЛР на входе насоса вызывает аэрацию в насосной камере, что приводит к сжатию, а не вытеснению, что приводит к "холостому ходу и значительному снижению эффективности насоса.
Влияние наТрубчатые насосы API:В глубоких скважинах, при высоких давлениях и высоких показателях ГЛР неспособность устранить ударную нагрузку газа/жидкости может легко привести к удару клапана, деформации плунжера, колебаниям эффективности и частым остановкам насоса.
3. Принцип работы и конструкция насосно-компрессорных трубных насосов API:
Толстостенный ствол + точные зазоры: сохраняют концентричность и герметичность под высоким давлением, уменьшая утечки.
Стационарная установка: ствол не совершает возвратно-поступательных движений вместе со штоком, что обеспечивает высокую жесткость конструкции и повышенную устойчивость к неравномерному износу. Подбор клапанного блока: характеристики открытия и закрытия, материалы и эластичные компоненты станционных/транспортных клапанов подобраны с учетом ударной нагрузки.
Дополнительная буферная конструкция: в условиях сильных пульсаций можно добавить буферную камеру или дроссельный элемент для снижения градиентов давления.
Материал и поверхность: коррозионно-стойкие (H₂S/СО₂), износостойкие (содержащие песок) и термостойкие (высокотемпературные) материалы в сочетании с обработкой поверхности (такой как закалка/покрытие) для продления срока службы.
4. Расчет выбора насосно-компрессорного насоса API:
Цель: Заданный Q_target (целевая производительность), подобрать диаметр насоса D, ход поршня S, частоту хода СПМ и объемный КПД η_vol.
Формула оценки вытеснения и добычи (имперская система мер)
Объем за ход (барр./стр.):
V_str = (π · D² / 4) · (S / (231 × 42))
Где D и S указаны в дюймах: 231 дюйм³ = 1 галлон, 42 галлона = 1 баррель.
Суточная добыча (барр./д):
Q ≈ V_str · СПМ · 1440 · η_vol
Объемный КПД ηvol:
Высокий ГЛР: ηvol↓, требующий добавления воздушного якоря/газового сепаратора или модификации стратегии клапанов.
Высокая вязкость/высокое содержание песка: повышенный гистерезис клапана и утечка, ηvol↓.
Эксцентриковый износ/плохая концентричность: увеличенный зазор приводит к утечке, ηvol↓.
Ключевые моменты при выборе диаметра насосно-компрессорного насоса API:
Приоритет добычи: малый диаметр насоса + высокая частота хода/длинный ход против большого диаметра насоса + низкая частота хода. Требуется комплексное сравнение нагрузки на шток, износа и энергопотребления. Подгонка труб: подберите внутренний/наружный диаметр труб к наружному диаметру насоса, учитывая процесс подъёма/спуска и доступное пространство для конструкции пескоуловителя.
Динамика: Частота хода и ход влияют на резонанс колонны штанг и усталостную долговечность. Рекомендуется оптимизировать частоту хода в сочетании с частотно-регулируемым приводом (ЧРП).
5. Эксплуатационные ограничения и распространенные виды отказов насосов API:
Удар клапана/удар жидкости: характеризуется эрозией седла клапана, повреждением клапанной пластины и скачками/искажениями на диаграмме мощности.
Газовая пробка/Недостаточное накачивание: Низкое заполнение насоса, приводящее к оййййййй диаграмме мощности и значительным колебаниям производительности.
Эксцентриковый износ и деформация: Искривление скважины, эксцентриковый износ и частицы песка вызывают продольные царапины на плунжере/цилиндре насоса, что приводит к увеличению утечек.
Застревание песка: песок блокирует отверстие клапана или зазор фитинга, что приводит к застреванию насоса или периодическому отказу.
Коррозия и растрескивание под напряжением: H₂S/СО₂ + ионы хлорида + высоконапряженные среды требуют скоординированных материалов и стратегий защиты от коррозии.
Меры противодействия материалу/конструкции насосно-компрессорных труб API:
Содержание песка: клапаны с твердым покрытием, дросселирующие буферы, рациональное регулирование впускного потока, а также сетки/гравийные фильтры для контроля песка.
Коррозия: коррозионно-стойкие сплавы/покрытия и ингибиторы коррозии; уплотнения должны быть изготовлены из термостойких и кислотостойких материалов.
Эксцентриковый износ: центраторы/уменьшители трения, улучшенные направляющие и оптимизированная частота ходов для снижения боковых нагрузок на колонну штанг.
6. Интеграция насосов API с решениями по предотвращению газовых/жидкостных ударов:
Противогазовая защита: скважинные газовые якоря/газовые сепараторы, двухступенчатые плунжеры/специальная конструкция фаз газораспределения и оптимизированные соотношения диаметров верхнего/нижнего плунжера.
Цель: Увеличить наполнение насоса и устранить газовую пробку.
Защита от гидроудара: буферные камеры/дросселирование, оптимизированная эластичность клапанов, качество плунжеров и коэффициенты зазоров, а также контроль градиентов давления.
Цель: снизить кратковременные ударные нагрузки и продлить срок службы компонентов клапанов и сопрягаемых поверхностей. В насосно-компрессорных трубах API могут быть параллельно интегрированы две технологии: сначала стабилизация потока газа, а затем снижение ударных нагрузок, что, как правило, значительно повышает эффективность и срок службы насоса.
7. Мониторинг и диагностика насосно-компрессорных труб API на месте:
Диаграммы динамометра: определяют заполнение насоса, утечку из клапана, скачки жидкости и окна нагрузки колонны штанг.
Измерение уровня жидкости/параметры устья скважины: оценка давления на входе насоса и изменений ГЛР, динамическая корректировка частоты хода и использования хода.
Оптимизация энергопотребления и частоты хода: стратегия распределения времени ЧРП и хода позволяет избежать зон резонанса и снижает усталость колонны штанг.
Дерево неисправностей и ротация запасных частей: Разработайте стандартную операционную процедуру «шаблон-симптом-действие» для типичных неисправностей (клапаны, посадка, коррозия, застревание песка).
Сравнение со вставными насосами: насосы API для трубных насосов отличаются превосходной устойчивостью к давлению и стабильностью; вставные насосы просты в обслуживании и минимизируют время простоя скважины. В сравнении с электроцентробежными насосами (ЭЦН): ЭЦН подходят для сверхвысоких дебитов и больших объёмов жидкости, но требуют высоких затрат на обслуживание кабеля, преобразователя частоты и двигателя. Трубные насосы API более экономичны для скважин средней продуктивности.
По сравнению с винтовыми насосами (PCP): винтовые насосы более стабильны в условиях высокой вязкости и содержания твердых частиц, но чувствительны к эластичности материалов статора и температуре. Трубные насосы API обладают преимуществами в плане совместимости с высоким давлением и высокой температурой, а также долговечности металлических уплотнений.
9. Часто задаваемые вопросы:
В1: Как выбратьнасос для трубок APIпо сравнению со вставным насосом?
A: Трубные насосы API предпочтительны для глубоких скважин, высоких давлений и больших перепадов напора. Если на буровой площадке приоритет отдается быстрому обслуживанию и сокращению простоев, предпочтительны вставные насосы. Отдайте приоритет стратегиям добычи и обслуживания, а затем оцените материалы и динамические нагрузки.
В2: Что следует делать, если высокий ГЛР приводит к низкой эффективности насоса?
A: Установите воздушный якорь/газоотделитель на входе насоса. При необходимости используйте двухступенчатый плунжер/специальную конструкцию фаз газораспределения в сочетании с оптимизацией хода и контролем уровня жидкости для улучшения скорости наполнения и ηvol.
В3: Как можно решить проблему частых гидроударов? О: Внедрить буферизацию/дросселирование и оптимизировать эластичность клапанного коллектора и корпуса насоса для снижения скачков давления; одновременно подавить гидроудары с помощью технологических процессов (дросселирование, стабилизаторы расхода и разумная частота перекачки).
В4: Можно ли использовать насосы API для труб в скважинах с наличием песка?
A: Да, но необходимы стратегии борьбы с песком и повышения износостойкости: входные сетки/выпрямители, компоненты клапанов с твердым покрытием, оптимизированные зазоры и обработка поверхностей, а также более короткие циклы капитального ремонта клапанов.
В5: Существует ли быстрый метод расчета производства?
Для оценки используйте Q ≈ (π·D² / 4) · (S / (231×42)) · СПМ · 1440 · ηvol; ηvol требует динамической коррекции на основе диаграмм мощности/испытаний уровня жидкости.