Штанговый насос для глубоких скважин: основные характеристики

Все, что необходимо знать инженерам-технологам, специалистам по закупкам и операторам нефтепромыслов, прежде чем выбирать подземный насос для глубоких, низконапорных и деградирующих пластов.

Введение: Когда скважина глубока, инженерные решения должны быть еще глубже.

В жизни почти каждой нефтяной скважины есть этап, который инженеры-нефтяники называют «поздним спадом». Легкие баррели уже добыты. Пластовое давление упало. Добывающий интервал углубился. Уровень жидкости в затрубном пространстве находится на сотни футов ниже, чем раньше, и насосу приходится работать интенсивнее — против более длинного столба жидкости, с более тяжелой штангой, в условиях, которые никогда не входили в первоначальное техническое задание, — чтобы поддерживать экономическую рентабельность скважины.

Это область деятельностиглубоководный насос с откачкой грунта: это оборудование, которое должно надежно функционировать на глубине 6000, 8000 или даже 12000 футов ниже поверхности, под воздействием гидростатических нагрузок, проверяющих каждый компонент системы, с ограниченной возможностью быстрого вмешательства в случае возникновения неполадок. Отказ насоса на глубине 5000 футов — это неудобный ремонт скважины. Отказ насоса на глубине 10000 футов в скважине со сложной колонной штанг — это дорогостоящее, трудоемкое и нарушающее работу событие.

Однако глубоководный насос также является одним из наименее тщательно проектируемых компонентов во многих операциях. Инженеры, которые тратят недели на оптимизацию выбора наземного насосного агрегата, конструкции конусности штанги и размещения газового якоря в скважине, часто по умолчанию используют стандартные технические характеристики насоса из каталога, не учитывая, что проблемы, характерные для глубоких скважин с низким давлением и падающим пластом, требуют принципиально иного подхода к выбору, конфигурации и выбору материалов насоса.

Данное руководство напрямую восполняет этот пробел. В нем изложены ключевые факты оглубоководный насос с откачкой грунтаОбласти применения — механические особенности, отличающие глубокую эксплуатацию от других видов работ, инженерные параметры, определяющие успех или неудачу, решения по техническим характеристикам, которые опытные инженеры по искусственному подъему нефти принимают иначе, чем их менее опытные коллеги, и критерии квалификации поставщиков, гарантирующие, что полученное вами оборудование действительно обеспечивает заявленные характеристики. Независимо от того, проектируете ли вы систему искусственного подъема для новой глубокой скважины, устраняете хронические неисправности в существующем глубоководном скважинном парке или пересматриваете стандарты квалификации поставщиков, следующие страницы предоставят вам необходимую техническую основу.

Часть первая: В чем принципиальные отличия глубоководной откачки воды?

Механическая среда на глубине

Трудности эксплуатации штангового насоса на большой глубине не являются простым линейном масштабированием трудностей, возникающих в неглубоких скважинах. На глубине начинают преобладать несколько физических явлений, которые не наблюдаются — или проявляются лишь незначительно — в неглубоких скважинах:

Вес и растяжение штанги. Полная штанга насоса для скважины, расположенной на глубине 9000 футов, весит несколько тонн и подвергается значительному упругому растяжению при каждом цикле хода. Разница в растяжении между ходом вверх и ходом вниз означает, что эффективная длина хода насоса на поверхности значительно короче, чем длина хода на поверхности. При ходе на поверхности в 144 дюйма эффективная длина хода в скважине на глубине 9000 футов может составлять всего 90–110 дюймов после учета растяжения штанги, коррекции на перебег и динамических нагрузок. Инженер, который рассчитывает насос по длине хода на поверхности и игнорирует растяжение штанги, не достигнет целевого показателя добычи на 20–35% и, возможно, никогда не поймет причину.

Гидростатическая нагрузка. Насос должен преодолевать гидростатическое давление столба жидкости над ним при каждом ходе поршня. На высоте 9000 футов с уклоном приблизительно 0,433 пси/фут (в пересчете на пресную воду) одна только гидростатическая нагрузка составляет почти 3900 пси без учета трения, газа и динамических эффектов. Эта нагрузка передается непосредственно через колонну штанг к наземному насосному агрегату и определяет нагрузку на полированные штанги и требования к крутящему моменту редуктора. Насос, технически способный обеспечить целевую производительность с точки зрения диаметра и хода поршня, становится неэффективным, если наземный агрегат не может справиться с пиковой нагрузкой на полированные штанги, которую он создает на глубине.

Низкое забойное давление. Во многих глубоких скважинах, особенно на поздних стадиях истощения, пластовое давление упало значительно ниже гидростатического градиента. Это означает, что насос работает при очень низком давлении на входе, что резко снижает его объемную эффективность по отношению к теоретическому объему вытеснения. Низкое давление на входе увеличивает долю объема ствола скважины, занимаемую газом (даже при низком газонефтяном соотношении растворенный газ испаряется при низком давлении), и создает условия, при которых часто происходит отключение откачки, поскольку приток из пласта с трудом успевает за объемом вытеснения насоса.

Температура. В глубоких скважинах высокая температура. Геотермический градиент в большинстве бассейнов добавляет примерно 1–1,5 °F на каждые 100 футов, что приводит к тому, что температура насоса в скважине глубиной 10 000 футов на 100–150 °F выше температуры поверхности — иногда даже выше в термальных бассейнах. Повышенная температура изменяет вязкость добываемой жидкости, влияет на посадку между термически расширенным плунжером и стволом скважины и ускоряет коррозионные реакции при наличии агрессивных газов.

Почему стандартные насосы из каталога часто показывают низкую эффективность при глубине

На одном из популярных нефтепромысловых форумов инженер-нефтяник кратко описал проблему: «Мы продолжали указывать один и тот же каталожный номер насоса, который использовали для скважин средней глубины, и постоянно разочаровывались результатами на больших глубинах. Нам потребовалось два года, чтобы понять, что проблема была не в насосе, а в нашем процессе выбора спецификаций».

Этот опыт широко распространен. Стандартные насосы спроектированы и рассчитаны на общее применение. Длина их ствола, посадка плунжера и конфигурация клапанов оптимизированы для условий, охватывающих большую часть установленной в мире базы — умеренная глубина, умеренная температура, разумное давление на входе и управляемая динамика штока. Когда эти насосы устанавливаются в глубоких, горячих скважинах с низким давлением, одновременно происходит несколько процессов:

Эффективный ход поршня короче, чем предполагалось, поэтому производительность ниже, чем было смоделировано. Тепловое расширение уменьшает расчетный зазор между плунжером и цилиндром, что потенциально может вызвать проблемы с посадкой при высоких температурах. Низкое давление на входе увеличивает газовые помехи и снижает объемную эффективность. А более длинная штоковая колонна означает, что отказы насоса — заклинивание, выход из строя клапана, контакт плунжера с цилиндром — передают более высокие ударные нагрузки вверх по штоковой колонне, ускоряя усталостное разрушение в соединениях штоков.

Решение заключается не в изменении технологии насоса — система штангового насоса остается наиболее экономически эффективным решением для искусственного подъема нефти в большинстве глубоких скважин. Решение состоит в насосе, рассчитанном на реальные условия, с которыми он столкнется на глубине, а не в спецификации, подходящей для условий на глубине 4000 футов.

Часть вторая: Ключевые инженерные параметры при выборе насоса для глубоких скважин

Понимание эффективной длины гребка на глубине

Отправной точкой для расчета размеров любого насоса для глубоких скважин является эффективная длина хода поршня на уровне насоса, а не длина хода поршня на поверхности. Эти два показателя значительно различаются в глубоких скважинах, и использование неправильного значения приводит к тому, что насос либо постоянно оказывается меньше необходимого размера (если вы использовали эффективный ход поршня для расчета диаметра скважины, а затем получили только этот более короткий ход), либо систематически вытесняет больше жидкости относительно пропускной способности пласта.

Методика API РП 11L предусматривает стандартную процедуру расчета для определения эффективной длины хода поршня насоса (Сп) с учетом следующих факторов:

• Растяжение штока под нагрузкой жидкости (Фо): направленная вниз сила столба жидкости над насосом растягивает шток при ходе вверх, уменьшая суммарное рабочее давление в насосе.

• Растяжение стержня под весом стержня (Вр): Вес самого стержня вызывает дополнительную упругую деформацию.

• Перемещение поршня: динамические инерционные эффекты добавляют небольшое дополнительное смещение, частично компенсируя потери на растяжение.

• Состояние крепления труб: Незакрепленная колонна труб будет сжиматься при подъеме, поскольку на нее передается нагрузка от жидкости, что фактически еще больше сократит ход поршня насоса. Именно поэтому крепление труб практически обязательно при заканчивании глубоких скважин — незакрепленная колонна труб длиной 10 000 футов может потерять 15–25% эффективного хода поршня насоса только из-за сжатия труб.

Общее правило (не заменяет расчет по формуле РП 11L): эффективный ход штанги по глубине составляет приблизительно 70–85% от длины хода штанги по поверхности в скважинах на глубине от 7000 до 12000 футов, в зависимости от конструкции конусности штанги, типа скважины и градиента потока жидкости. Для первоначальной оценки используйте 75% от хода штанги по поверхности в качестве консервативной оценки, затем проверьте с помощью полного расчета по формуле РП 11L.

Расчет темпов добычи для глубоких скважин

Теоретическая валовая производительность штангового насоса рассчитывается по стандартной объемной формуле:

БПД = 0,1166 × D² × Сп × N × Эв

• D = Диаметр отверстия плунжера (дюймы)

• Сп = Эффективная длина хода насоса (дюймы) — рассчитывается в соответствии со стандартом API РП 11L, а не по поверхности хода.

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

• Эв = Объемный КПД (обычно 0,55–0,80 в глубоких скважинах с низким давлением)

Объемная эффективность (Эв) заслуживает пристального внимания в условиях глубоководной добычи. В скважинах высокого давления с чистыми флюидами и хорошей инфраструктурой достижима Эв в диапазоне 0,85–0,92. В глубоких скважинах с падающим пластом, низким давлением на входе насоса и сопутствующим газом более реалистичной является Эв в диапазоне 0,55–0,70. Моделирование целевых показателей добычи с Эв = 0,85 в глубокой скважине низкого давления приведет к систематическому завышению ожидаемой производительности и к использованию насоса недостаточной мощности, работающего с высокой частотой вращения, что ускорит износ.

Пример расчета: D = 2,5 дюйма, Сп = 72 дюйма (эффективная глубина), N = 8 СПМ, Эв = 0,68: БПД = 0,1166 × 6,25 × 72 × 8 × 0,68 ≈ 252 БПД

Если бы для той же скважины и СПМ использовалось моделирование с Эв = 0,85, прогнозируемая скорость составила бы 315 баррелей в сутки — это на 25% завышенная оценка, которая напрямую приводит к разочарованию в фактической производительности скважины.

Глубина настройки насоса и ее последствия

В резервуарах с понижающимся давлением глубина погружения насоса определяется необходимостью поддержания достаточного погружения — высоты жидкости над впускным отверстием насоса, которая обеспечивает заполнение цилиндра насоса в начале каждого хода поршня вверх. Потеря погружения приводит к прекращению откачки: цилиндр частично заполняется жидкостью, содержащей газ, и при ходе поршня вниз плунжер ударяется о поверхность жидкости с разрушительной силой, которая со временем приводит к поломке муфт штока и создает нагрузку на редуктор поверхностного блока.

Рекомендуемый минимальный уровень погружения варьируется в зависимости от типа насоса и свойств жидкости, но для большинства глубоких скважин рабочий минимум составляет 200–300 футов жидкости над всасывающим патрубком насоса. Для скважин с высоким газонефтяным соотношением требования к уровню погружения возрастают, поскольку газ занимает большую долю доступного объема жидкого столба, а эффективная плотность жидкости ниже, что снижает фактическое давление на всасывающем патрубке насоса относительно видимой высоты жидкости.

Установка насоса на максимально возможную глубину — как можно ближе к продуктивным перфорациям — максимизирует погружение за счет притока из пласта и минимизирует газонефтяное отношение, поступающее в насос (поскольку попутный газ отделяется под действием плавучести над входным отверстием насоса при его глубокой установке). В наклонных скважинах глубина установки ограничена максимальным отклонением, при котором насос может работать без чрезмерной боковой нагрузки на плунжер.

Конструкция арматурной колонны: наиболее недооцененный фактор эффективности работы глубоких скважин.

В глубоких скважинах конструкция штанговой колонны так же важна для успешной работы насоса, как и его технические характеристики. Штанговая колонна должна выдерживать собственный вес в условиях скважины, передавать поверхностные нагрузки на насос с приемлемыми характеристиками растяжения и усталости, и делать это надежно в течение 12–24 месяцев между плановыми ремонтами.

Некоторые принципы проектирования штанговых буровых установок являются специфическими для применения в глубоких скважинах:

Конструкция конусных штанг. Для скважины глубиной 10 000 футов колонна штанг одного класса и диаметра будет либо настолько тяжелой, что наземный агрегат не сможет ее поднять, либо настолько легкой, что она разрушится под суммарной нагрузкой веса и жидкости. Конические колонны штанг — с использованием постепенно увеличивающихся по диаметру марок, начиная с насоса — более эффективно распределяют структурную нагрузку. Полная методология описана в стандарте API РП 11L. Для скважин глубиной более 8000 футов обычно требуются конструкции с конусными штангами трех или четырех классов.

Штанги класса D против штоков класса КД. Штанги класса D являются стандартом; штанги класса КД (с повышенным минимальным пределом текучести) и высокопрочные марки, такие как HL и HY, используются в глубоких скважинах с высокими нагрузками. Дополнительные затраты на высокопрочные штанги быстро окупаются, если это предотвращает поломку штоков — поломка штоков в скважине глубиной 10 000 футов — это сложная и дорогостоящая операция по извлечению штоков еще до оценки работоспособности насоса.

Выбор муфты для штанг. Стандартными являются муфты класса T и N полного размера; муфты с узким отверстием иногда требуются в наклонных скважинах, где внутренний зазор между трубами невелик. Выход из строя муфт непропорционально часто встречается среди отказов штанг в глубоких скважинах, поскольку муфта является точкой наибольшего напряжения в колонне во время динамических циклических нагрузок.

Влияние температуры на посадку плунжера и ствола.

Одна из наиболее сложных с технической точки зрения задач при проектировании насосов для глубоких скважин — это влияние температуры на точность подгонки плунжера и корпуса. Сталь расширяется под действием тепла со скоростью приблизительно 6,5 × 10⁻⁶ дюйм/дюйм/°F. Для плунжера диаметром 2,5 дюйма при температуре на 200°F выше температуры окружающей среды, при которой он был изготовлен и измерен, тепловое расширение составляет:

2,5 × 6,5 × 10⁻⁶ × 200 ≈ увеличение диаметра на 0,00325 дюйма

Для насоса с зазором № 2 (0,001–0,002 дюйма с каждой стороны) это тепловое расширение — приблизительно 0,0033 дюйма в сумме по диаметру — может полностью устранить расчетный зазор, создавая посадку, близкую к натягу, при рабочей температуре. Плунжер и цилиндр изготовлены из стали и расширяются примерно с одинаковой скоростью, поэтому суммарное изменение размеров в рабочих условиях близко к нулю для узлов из подобранных материалов — но только если металлургические характеристики действительно совпадают. Когда цилиндр и плунжер изготовлены из разных сплавов с разными коэффициентами теплового расширения (что может происходить при некоторых видах покрытий), тепловое воздействие на зазор становится реальным и должно учитываться.

Практические рекомендации: Для глубоких, горячих скважин (глубина закладки 7000 футов, расчетная температура насоса 200°F) укажите зазор № 3 или запросите у производителя измерения, подтвержденные при повышенной температуре для конкретной комбинации сплавов.

Часть третья: Варианты конфигурации насоса для работы в глубоких скважинах

Типы насосов API, наиболее подходящие для глубоководных применений

В соответствии с классификацией API 11AX, для глубоководных скважин предъявляются особые требования, определяющие выбор типа насоса:

Вставные насосы РГ (штоковые, толстостенные) и РГА (штоковые, толстостенные, анкерные) обычно предпочтительнее для работы на больших глубинах, поскольку более толстые стенки ствола обеспечивают дополнительную жесткость конструкции под сжимающими нагрузками, возникающими при глубокой закрепке, и больший запас материала для защиты от износа. В глубоких скважинах с любым песчаным или коррозионным фактором обозначение «толстостенный» является практически обязательным.

Анкерные конструкции (РГА, РВА) заслуживают серьезного внимания в глубоких скважинах, особенно в тех, которые имеют наклон. Анкерный насос надежно зафиксирован как в верхней, так и в нижней части ствола, предотвращая его перемещение во время рабочего цикла. В глубоких наклонных скважинах, где колонна штанг оказывает боковые силы на насосный узел, незакрепленный насос может демонстрировать микроскопические перемещения внутри посадочного штуцера, что ускоряет износ в месте соединения и может создавать вибрационные сигналы, обнаруживаемые на поверхности.

Конструкция с удлиненным плунжером — когда длина плунжера значительно превышает длину хода — является технически эффективным подходом в глубоких наклонных скважинах. Более длинный плунжер распределяет боковые нагрузки по большей площади контакта, снижая контактное напряжение на единицу площади и продлевая срок службы. Он также обеспечивает лучшее выравнивание плунжера и ствола на протяжении всего хода в наклонных скважинах, где плунжеры стандартной длины могут подвергаться асимметричному износу ствола, сосредоточенному на одной стороне из-за постоянного отклонения под действием силы тяжести.

Модульная конструкция ствола для обеспечения гибкости при бурении глубоких скважин.

Одним из наиболее практичных вариантов конфигурации для глубоких скважин является модульная конструкция ствола — ствольная сборка, состоящая из более коротких, взаимозаменяемых секций, которые можно комбинировать для достижения точной общей длины ствола, необходимой для хода поршня скважины и геометрии заканчивания, без необходимости изготовления компонентов нестандартной длины.

Это важно, поскольку глубокие скважины часто имеют нестандартную эффективную длину хода поршня (как обсуждалось выше), и стандартные длины стволов, указанные в каталоге, могут не соответствовать. Заказ ствола нестандартной длины у обычного производителя может увеличить срок поставки на 6–12 недель. Модульная система стволов позволяет оператору собрать необходимую длину из стандартных компонентов, сохраняя гибкость цепочки поставок и обеспечивая точное соответствие заданным размерам.

В линейке насосов для глубоких скважин компании Дуншэн воплощена эта модульная концепция проектирования, позволяющая настраивать длину ствола в рамках стандартной конструкции изделия — это важно для операторов, управляющих разнообразными запасами оборудования для глубоких скважин на нескольких месторождениях и в рамках различных программ заканчивания скважин.

Конфигурация клапанов для глубоководных условий эксплуатации

В глубоких скважинах с низким давлением на входе насоса работа клапана становится критически важным фактором, определяющим объемную эффективность. Разница давлений на неподвижном клапане при подъеме и на движущемся клапане при опускании ниже при низком давлении на входе насоса, чем в скважинах высокого давления. Это означает, что уплотнение шара клапана с седлом должно быть более точным — даже незначительная утечка составляет больший процент от теоретического объема при низком перепаде давления.

Конструкция обоймы шарика влияет на стабильность его возвращения на седло между ходами насоса. В глубоких скважинах, где ориентация насоса может быть не идеально вертикальной из-за отклонения ствола скважины, обоймы шариков должны быть спроектированы таким образом, чтобы надежно направлять шарик к седлу независимо от небольшого отклонения. Стандартные конструкции с открытой обоймой, которые в основном полагаются на силу тяжести для возвращения шарика, могут демонстрировать сниженную стабильность его посадки в наклонных глубоких скважинах.

Учет веса клапанов также актуален при эксплуатации в глубоководных наклонных скважинах. Более тяжелые шарики (например, из карбида вольфрама) более агрессивно прилегают под действием силы тяжести в почти вертикальных скважинах, но могут демонстрировать нестабильное поведение в сильно наклонных участках, где составляющая силы тяжести вдоль оси клапана уменьшена. Этот нюанс опытные инженеры, специализирующиеся на насосах для глубоких скважин, подробно обсуждают, но он редко упоминается в технических характеристиках.

Часть четвертая: Распространенные ошибки при составлении технических характеристик насосов для глубоких скважин.

Ошибка 1: Использование длины хода поршня для расчета размера насоса.

Это наиболее распространенная причина низкой производительности установок искусственного подъема нефти в глубоких скважинах. Это не незначительная ошибка — цифры достаточно сильно отличаются, чтобы иметь существенное значение, — однако она сохраняется, потому что многие инженеры применяют тот же подход к расчету размеров, что и для неглубоких скважин, не учитывая зависящие от глубины эффекты растяжения штанги и сжатия труб.

В результате: насос, рассчитанный на длину хода поршня 144 дюйма на глубине 9000 футов, без коррекции растяжения штока, может достичь лишь 100–110 дюймов эффективного хода поршня. Недостаток производительности по сравнению с проектными показателями составляет 20–30%. Оператор делает вывод о недостаточной производительности насоса; вину возлагают на производителя; для компенсации могут заказать неподходящий насос. Ничто из этого не решает реальную проблему, которая заключается в ошибке в расчетах, которую можно было бы выявить, правильно применив стандарт API РП 11L.

Корректирующие действия: Всегда рассчитывайте эффективный ход поршня (Сп) в соответствии с API РП 11L перед определением диаметра ствола и количества рабочих цилиндров. Для этого необходимо знать планируемую конструкцию конусности штанговой колонны, градиент потока жидкости, тип насосного агрегата и планируемую частоту хода. Это не простой расчет вручную; используйте соответствующие вычислительные инструменты или проконсультируйтесь с инженером по искусственному подъему нефти, имеющим опыт проектирования глубоких скважин.

Ошибка 2: Игнорирование состояния крепления трубки.

Незакрепленная колонна труб в глубокой скважине — это не просто небольшая проблема, а систематическая потеря добычи в размере 15–25%, которую невозможно компенсировать изменением технических характеристик насоса. Когда штанговый насос работает в незакрепленной колонне труб, нагрузка от жидкости при движении вверх по потоку сжимает трубы вниз, а при движении вниз — освобождает их. В результате уменьшается эффективная длина хода поршня насоса, что напрямую снижает объем вытеснения и добычу.

Несмотря на это, полевые исследования неизменно показывают, что значительная часть глубоких скважин эксплуатируется без трубных анкеров — иногда потому, что конструкция обсадной трубы была спроектирована без них, иногда потому, что анкер был неправильно установлен во время монтажа, а иногда потому, что он был удален во время капитального ремонта и не установлен обратно.

Корректирующие действия: Рассматривайте анкерное крепление обсадной трубы как обязательный компонент при завершении любой глубокой скважины. Проверяйте состояние анкера при каждом капитальном ремонте и заменяйте его при необходимости. Записывайте глубину залегания анкера и подтверждение его установки в файл скважины. Четко указывайте состояние анкерного крепления обсадной трубы при любом анализе проекта системы искусственного подъема для глубоких скважин.

Ошибка 3: Слишком оптимистичный подход к определению объемной эффективности.

Как отмечалось ранее, достижимая объемная эффективность в глубокой скважине с низким давлением существенно ниже, чем в неглубокой скважине с высоким давлением. Использование значения Эв = 0,85 в качестве предположения при планировании скважины с давлением на входе насоса 150 пси и газонефтяным коэффициентом 300 SCF/бар не является консервативным предположением — это оптимистичное предположение, которое приведет к систематической ошибке в проектировании.

Эта ошибка усугубляется, когда тот же инженер задает более плотный зазор, чтобы компенсировать ожидаемые потери эффективности из-за газового загрязнения. Более плотный зазор на глубине, где тепловые эффекты уже могут снижать расчетный зазор, создает проблему с посадкой, которая не имеет ничего общего с газом, а связана исключительно с тепловым расширением.

Корректирующие действия: Моделируйте объемную эффективность глубоких скважин с запасом. Для скважин с давлением на входе насоса ниже 200 пси используйте Эв ≤ 0,70 в качестве базового значения. Для газонефтяного отношения выше 300 SCF/баррель при низком давлении на входе используйте Эв ≤ 0,60, если детальный анализ многофазного потока не подтверждает более высокое значение. Выберите насос, соответствующий целевому показателю добычи при консервативном значении Эв, затем проверьте фактическую производительность после установки и скорректируйте СПМ в пределах рабочего диапазона системы.

Ошибка 4: Пренебрежение защитой от избыточного потребления жидкости.

Ударное воздействие плунжера — удар о поверхность жидкости в частично заполненном стволе — представляет собой хроническую опасность в глубоких скважинах, работающих вблизи условий, близких к режиму откачки. По мере истощения пласта уровень жидкости падает, и насос все больше забирает газожидкостную смесь, а не полный ствол жидкости. При движении вниз плунжер быстро опускается через газовую фазу, а затем резко ударяется о поверхность жидкости. Возникающая ударная нагрузка может в 2–5 раз превышать нормальную рабочую нагрузку и передаваться вверх по всей колонне штанг.

Коварный аспект гидроударов в глубоких скважинах заключается в том, что колонна штанг гасит и рассеивает энергию ударной волны по мере ее распространения вверх. К тому времени, когда ударная волна достигает наземных измерительных приборов, она может быть ослаблена настолько, что ее не обнаружат операторы, не использующие динамометрический анализ. Повреждения незаметно накапливаются в соединениях штанг и в самом насосе и проявляются в виде преждевременного выхода из строя штанг или насоса спустя несколько месяцев — к тому времени причинно-следственная связь с гидроударом может быть неочевидной.

Меры по устранению неисправности: Установите на каждой глубокой скважине контроллер откачки (POC) с возможностью анализа данных динамометра. Динамометрическая карта покажет характерные признаки «помехи от газа» или «удар жидкости» до того, как начнут накапливаться механические повреждения. Настройте POC таким образом, чтобы уменьшить количество взвешенных твердых частиц или ввести периоды простоя при появлении этих признаков. Это не дополнительная опция — для глубоких скважин, где капитальный ремонт обходится в 50 000–150 000 долларов, стоимость системы POC в 2000–5000 долларов окупается уже при первом предотвращенном вмешательстве.

Ошибка 5: Рассмотрение характеристик бурильной колонны и насоса как независимых параметров.

В неглубоких скважинах взаимодействие между конструкцией штанговой колонны и техническими характеристиками насоса относительно слабое. В глубоких скважинах они сильно взаимосвязаны, и их независимое проектирование приводит к результатам, которые не предполагали ни инженер по штанговой колонне, ни инженер по насосу.

Наиболее распространенное проявление: конструкция штанговой колонны рассчитана на более высокий диапазон частот холостого хода (ЧХ), чем требуется по техническим характеристикам насоса, и оператор работает при более высоких ЧХ для достижения целевых показателей добычи. При высоких ЧХ в глубокой скважине динамическая нагрузка на штанговую колонну возрастает (пиковые нагрузки на полированные штанги становятся выше относительно средней нагрузки, увеличивая диапазон усталостных напряжений), а клапаны насоса испытывают более высокую скорость потока при каждом ходе, что ускоряет износ. То, что выглядит как отказ насоса, на самом деле является проблемой нагрузки на систему, которая началась с неверных проектных предположений.

Корректирующие действия: Проектирование насоса и колонны штанг в глубоких скважинах следует рассматривать как комплексное проектирование системы, а не как две независимые спецификации. Используйте полную системную модель (API РП 11L или аналогичное программное обеспечение), которая одновременно учитывает конусность штанги, диаметр насоса, количество самопроизвольно движущихся частиц и ожидаемые нагрузки на полированные штанги. Результатом должна быть полная системная спецификация, а не просто номер детали насоса.

Ошибка 6: Недостаточное внимание к коррозии в глубоких горячих скважинах.

Глубокие скважины — это «горячие» скважины. Во многих бассейнах они также являются скважинами высокого давления, в которых в добываемой жидкости постоянно присутствует растворенный CO₂ или H₂S. Сочетание повышенной температуры, высокого парциального давления кислых газов и длительного времени между ремонтными работами создает агрессивную коррозионную среду, которая может разрушить незащищенные компоненты из углеродистой стали гораздо быстрее, чем в неглубоких, «холодных» скважинах.

Коррозия, вызванная CO₂ (дддхххсвит коррозиядддххх), зависит от pH и ускоряется при повышенной температуре. При температуре 200°F скорость коррозии углеродистой стали под воздействием CO₂ может быть в 3–5 раз выше, чем при 100°F. В глубокой скважине с присутствием CO₂ непокрытый ствол из углеродистой стали, работающий в течение 18 месяцев при температуре 200°F, может показать коррозионные повреждения, которые в холодной неглубокой скважине накапливались бы в течение 4–6 лет.

Меры по устранению неисправности: Перед выбором материалов для глубоких скважин необходимо провести полный анализ жидкости, включая состав растворенных газов и парциальное давление. При превышении пороговых значений H₂S следует применять требования NACE MR0175 / ISO 15156. При коррозии, вызванной преимущественно CO₂, следует выбирать никелированное или хромированное покрытие стволов скважин и рассмотреть программы впрыскивания ингибиторов в рамках общего проектирования системы. В качестве обязательного элемента спецификации закупки необходимо запросить сертификаты и документацию на материалы, обладающие коррозионной стойкостью.

Ошибка 7: Неспособность учесть отклонения на глубине.

Исследования скважин показывают, что во многих скважинах, пробуренных вертикально, к моменту достижения заданной глубины закачки насоса накапливается значительное отклонение. Скважина, демонстрирующая отклонение в 5° на глубине 3000 футов, может иметь отклонение в 15° и более на глубине 9000 футов. При таких углах наклона штанговая колонна находится в постоянном боковом контакте с трубами, и насос испытывает постоянную боковую нагрузку.

Неучтенные отклонения в работе насоса приводят к следующим последствиям:

• Асимметричный износ плунжера и ствола ("banana носиии ...), при котором износ концентрируется на одной стороне ствола.

• Износ муфты штока о стенку трубки над насосом.

• Трудности с установкой и снятием насоса с соединительного патрубка.

• Снижение эффективности работы клапана из-за ухудшения возврата шарика на седло при отклонении от заданного положения.

Меры по устранению отклонений: Перед выбором насоса для скважины глубиной более 5000 футов необходимо получить актуальные данные об отклонении ствола скважины. Если отклонение на глубине установки насоса превышает 10°, следует выбрать насос с креплением на опорах (РГА или РВА) и оценить целесообразность использования конфигурации с длинным плунжером. При отклонении более 20° следует рассмотреть возможность установки направляющих штанг (центраторов) в нижней части колонны штанг для уменьшения боковой нагрузки на муфты штанг на стенку обсадной трубы.

Часть пятая: Руководство по выбору параметров — Применение в глубоких скважинах

В следующей таблице приведены рекомендуемые технические характеристики дляглубоководный насос с откачкой грунтаПрименительно к глубине и категориям условий. Эти критерии отражают консенсус опытных специалистов в области проектирования систем искусственного подъема нефти и технические требования, предъявляемые к условиям глубоководной эксплуатации.

Категория глубины 1: Умеренно большая глубина (4000–7000 футов)

Категория глубины 2: Глубоководные (7000–10000 футов)

Категория глубины 3: Сверхглубоководные (более 10 000 футов)

Часть шестая: Почему квалификация производителя имеет еще большее значение – более подробное объяснение.

Стоимость неудачи экспоненциально возрастает с глубиной.

Экономический аргумент в пользу требования строгой квалификации поставщиков при работе с глубокими скважинами очевиден: стоимость отказа насоса на глубине 10 000 футов не просто вдвое выше, чем на глубине 5 000 футов. Более глубокие скважины требуют больше времени на подъем штанг, больше работ с трубами, если задействованы якорь или посадочное устройство, более сложных операций по извлечению, если какой-либо компонент отсоединяется в скважине, и больше отложенной добычи во время более длительного капитального ремонта. Во многих программах глубоководных скважин один незапланированный капитальный ремонт обходится в 80 000–200 000 долларов. Даже один дополнительный капитальный ремонт на скважину в год при таком уровне затрат представляет собой огромный экономический эффект.

Эта асимметрия рисков означает, что разница в качестве между насосом с правильными характеристиками от сертифицированного производителя и насосом с недостаточной документацией от несертифицированного поставщика имеет гораздо большее значение в программе бурения глубоких скважин, чем в программе бурения неглубоких скважин, — даже несмотря на то, что номинальная разница в стоимости может быть схожей.

Как выглядит квалификация производителя для глубокого сервисного обслуживания

Производитель, имеющий квалификацию для поставки штанговых насосов для глубоких скважин, должен продемонстрировать следующее:

Действующая монограмма API 11AX — подтверждена в базе данных API, не является самосертификацией. Для получения монограммы требуются регулярные аудиты сторонних организаций, охватывающие системы измерения размеров, проверку материалов, контроль термообработки и окончательное тестирование.

Опыт работы со специализированными глубоководными скважинами — данные о развертывании оборудования в скважинах глубиной более 7000 футов, включая показатели производительности и анализ режимов отказов. Производитель, который поставлял оборудование только для неглубоких скважин, не может претендовать на аналогичную компетентность в принятии проектных решений для глубоководных скважин.

Возможности инженерной поддержки — способность оказывать помощь в проектировании системы: расчет эффективной длины хода, рекомендации по зазорам для условий с температурной коррекцией, консультации по конфигурации клапанов для применений с низким давлением на входе. Поставщик, который только выполняет заказы, не является подходящим партнером для сложных программ бурения глубоких скважин.

Полный пакет документации — протоколы испытаний материалов, протоколы контроля размеров, сертификаты термообработки, протоколы гидростатических испытаний и документация о соответствии монограмме API для каждого заказа. В частности, для программ разработки глубоких скважин протоколы испытаний материалов должны быть обязательным условием заказа, поскольку последствия отказа из-за несоответствия материала могут быть серьезными.

Оперативное управление цепочкой поставок — В программах бурения глубоких скважин с запланированными графиками капитального ремонта скважин сроки поставки насосов имеют решающее значение. Поставщик, способный поставить продукцию с правильными характеристиками в течение 4–6 недель, имеет высокую операционную ценность; поставщик, которому требуется 16 недель для нестандартных конфигураций, является ограничивающим фактором для всей программы капитального ремонта скважин.

Глубоководная инженерная платформа компании Дуншэн

Компания Тилинг Дуншэн Нефть Машины и оборудование Ко., ООО. за более чем 25 лет работы разработала свои возможности по производству насосов для глубоких скважин, поставляя оборудование для самых требовательных нефтеносных бассейнов Китая, включая Ляохэ (глубокие залежи тяжелой нефти, сложный температурный градиент), Дацин (зрелое месторождение с падающим давлением и глубокими продуктивными интервалами) и Чанцин (сверхнизкопроницаемые плотные пласты, требующие глубокой установки насосов для поддержания погружения).

Этот опыт разработки полевых образцов — не просто маркетинговое заявление. Он представляет собой подлинный инженерный опыт решения специфических задач, связанных с выбором, установкой и управлением сроком службы насосов для глубоких скважин в реальных условиях добычи. Технические решения в линейке продукции Дуншэн — модульная конструкция корпуса для гибкости длины хода, конфигурации с длинным плунжером для наклонных глубоких скважин, конструкции насосов из толстостенной золы, оптимизированные для работы в условиях высоких нагрузок на больших глубинах — были разработаны в ответ на полевые проблемы, выявленные в этих условиях эксплуатации.

Характеристики насосов для глубоких скважин компании Дуншэн:

• Действующая лицензия API 11AX Монограмма — с проверкой соответствия требованиям сторонних аудиторов и полной поддержкой документации.

• Система управления качеством ISO 9001 — от входного контроля сырья до окончательной проверки и оформления отгрузочной документации.

• CNPC и Синопек — квалифицированные поставщики: обе организации проводят строгие программы квалификации насосов для глубоких скважин в рамках процесса утверждения поставщиков.

• Уэтерфорд — квалифицированный поставщик, международная сервисная компания, прошедшая квалификацию с документально подтвержденными требованиями к производительности.

• Производственная мощность составляет более 20 000 единиц в год — объем, оправдывающий инвестиции в высокоточное производственное оборудование, контроль качества на всех этапах производства и инженерную поддержку.

• Более 100 вариантов конфигурации продукции, включая нестандартные диаметры канала ствола, нестандартную длину ствола, специальные комбинации материалов и узлы, соответствующие стандарту NACE, для работы в условиях глубокого сероводорода.

• Опыт экспорта в различные бассейны — США, Канада, Румыния, Индонезия, с подтвержденной способностью поддерживать международные программы по бурению глубоких скважин.

Инженерная команда Дуншэн оказывает поддержку в применении насосов, выходящую за рамки их технических характеристик: помогает с эффективным расчетом хода поршня для конкретных конструкций конусности штока, дает рекомендации по зазорам с учетом температурной коррекции и предоставляет рекомендации по конфигурации клапанов для применений с низким давлением на входе. Это пример партнерства, которое приносит пользу программам бурения глубоких скважин — поставщик, который понимает систему, а не только ее компоненты.

Заключение: Глубокие скважины требуют глубокого проектирования — сделайте все правильно с самого начала.

Штанговый насос — это оптимальное решение для искусственного подъема нефти в подавляющем большинстве глубоких эксплуатационных скважин. Его механическая простота, эксплуатационная гибкость и хорошо изученные режимы отказов делают его предпочтительной технологией в условиях снижения добычи на поздних стадиях эксплуатации, низкого давления и глубокого заканчивания скважин, что создало бы проблемы для более сложных систем подъема. Однако условия глубоководных скважин предъявляют реальные инженерные требования — к проектированию штанговой колонны, к техническим характеристикам насоса, к проектированию заканчивания скважин и к квалификации поставщиков — которые невозможно удовлетворить, используя подход, применяемый в неглубоких скважинах.

Основные факты, которые должен усвоить каждый инженер, специалист по закупкам и руководитель производства, работающий над программами бурения глубоких скважин:

Эффективный ход поршня на насосе отличается от хода поршня на поверхности. В скважине глубиной 9000 футов эти показатели могут отличаться на 30–40%. Правильно рассчитайте размер насоса, используя методику API РП 11L, учитывая растяжение штока, сжатие обсадной трубы (если она не закреплена) и динамические эффекты.

Объемная эффективность в глубоких скважинах с низким давлением существенно ниже, чем в неглубоких скважинах. Моделируйте с запасом — объемная эффективность 0,60–0,70 для глубоких скважин с падающим давлением — и выбирайте диаметр скважины и ход поршня таким образом, чтобы достичь целевых показателей добычи при такой эффективности, а не при оптимистичных значениях, подходящих для неглубоких скважин с высоким давлением.

Тепловое воздействие на зазор на глубине действительно имеет место. Для скважин с температурой насоса выше 180–200°F следует указывать зазор № 3, если производитель не предоставляет подтвержденные температурой данные о размерах для конкретной используемой комбинации сплавов.

Защита от утечек жидкости не является необязательной. Контроллер отключения насоса с анализом данных динамометра — это наиболее экономически эффективная страховка от повреждений глубоководной системы, которые накапливаются в течение недель и месяцев без очевидных признаков на поверхности.

Качество материалов и документации имеет большее значение на больших глубинах. Последствия несоответствия материалов или несоответствия размеров усугубляются стоимостью ремонтных работ на больших глубинах. Для каждой закупки глубоководного насоса необходимо требовать протоколы испытаний материалов, записи о проверке размеров и документацию, подтверждающую соответствие стандартам API.

Глубокий опыт вашего поставщика является критерием отбора. Производитель, который никогда не поставлял насосы для глубоких скважин в сложных условиях нефтедобычи, — это не то же самое, что производитель, который решал подобные задачи на протяжении тысяч лет эксплуатации скважин.

Обеспечьте надлежащее техническое обслуживание глубоких скважин, и штанговый насос продолжит выполнять свою работу, которую он выполнял более века: экономично добывать нефть с глубин, которые кажутся невероятно сложными, — шаг за шагом.