Как долго служит штанговый насос?

Введение

Это один из самых практических вопросов в работе с стержневыми подъемниками — и на него редко дается однозначный ответ. Как долго это занимает?насос с вакуумным насосомДействительно ли он прослужит долго, прежде чем его потребуется демонтировать, отремонтировать или заменить?

Честный ответ: от 90 дней до более чем четырех лет, в зависимости от скважины. Этот диапазон не является завышенной оценкой — он отражает реальные эксплуатационные данные тысяч действующих скважин в Пермском бассейне, на Ближнем Востоке, в Южной Азии и Китае. В чистой вертикальной скважине с низким газонефтяным соотношением и низким содержанием песка, при условии правильного подбора оборудования, хорошо сконструированный насос, работающий в соответствии с проектными параметрами, может обеспечить более 1000 дней непрерывной работы. В наклонной, песчаной, коррозионной скважине с неправильной спецификацией насоса за тот же календарный год может потребоваться два или три капитальных ремонта — каждый из которых обойдется более чем в 90 000 долларов.

Цель этого руководства — сократить разрыв между лучшим и худшим сценариями: объяснить, что именно определяет долговечность насоса, что показывают данные полевых испытаний и какие инженерные решения отличают насос, прослуживший три месяца, от насоса, прослужившего три года. Независимо от того, оцениваете ли вы технические характеристики оборудования для новой установки или пытаетесь понять, почему ваш текущий насос начинает работать раньше, чем ожидалось, ответы вы найдете здесь.

Что на самом деле показывают данные отрасли

Прежде чем обсуждать причины и решения, полезно основывать свои ожидания на реальных статистических данных, полученных в полевых условиях, а не на технических характеристиках, указанных производителем.

Наиболее полный общедоступный набор данных понасос с вакуумным насосомДанные о сроке службы насосов получены в результате статистического анализа примерно 25 000 скважин, эксплуатируемых одиннадцатью нефтяными компаниями в Пермском бассейне, что составляет приблизительно четверть всех скважин с штанговыми насосами в этом бассейне на момент исследования. Данные однозначно указывают на значительную вариативность срока службы насосов в зависимости от условий эксплуатации.

Средняя частота отказов на уровне всей системы по всем компонентам составила 0,66 отказов на скважину в год — это означает, что в среднем в системе штангового подъема в Пермском бассейне происходит один существенный отказ каждые 18 месяцев, если учитывать все компоненты (насос, штанговую колонну, обсадную трубу). Разбивка по компонентам:

Сам насос — при 0,25 отказах на скважину в год — теоретически рассчитан на срок службы около четырех лет в типичных условиях Пермского бассейна. Но это среднее значение по очень разнообразной выборке, и оно скрывает значительные крайние значения в обоих направлениях.

В проблемном сегменте: на зрелых месторождениях в Индии (ONGC) среднее время между отказами составляло всего 4-5 месяцев как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. На предприятии Daleel Petroleum в Омане значительное количество скважин столкнулось с преждевременными отказами насосов в течение 90 дней после установки. В задокументированном случае применения химических методов повышения нефтеотдачи на китайском нефтепромысле срок службы насосов в агрессивных условиях составлял всего 30 дней, прежде чем благодаря проведенным мероприятиям он увеличился примерно до одного года.

В результате оптимизации: структурированная программа управления штангами и выбора насосов в районе Игл-Форд поставила перед собой цель достичь четырехлетнего срока службы насосов. В одном из задокументированных полевых случаев средний срок службы насосов увеличился со 105 дней до более чем 780 дней без единого отказа штанги, что позволило сократить ежегодные эксплуатационные расходы более чем на 180 000 долларов на скважину за счет более качественного выбора оборудования и мониторинга его состояния.

Разница между 30 и 780 днями — это не случайность. Это результат инженерных решений, а именно, согласованности конструкции насоса, состояния скважины и оперативного управления.

Пять факторов, определяющих срок службы вашего насоса.

Данные о поломках насосов в различных бассейнах однозначно указывают на пять основных причин отказов. Понимание каждой из них является необходимым условием для существенного увеличения срока службы насосов.

Износ и истирание — основная причина

Анализ причин отказов насосов в Пермском бассейне показывает, что механический износ составляет приблизительно 62% всех отказов насосов — это самая крупная категория с существенным отрывом. Это неудивительно:насос с вакуумным насосомПо сути, это возвратно-поступательное механическое устройство, в котором поршень перемещается относительно ствола тысячи раз в день под значительным перепадом давления в среде, способной содержать абразивные частицы, коррозионные жидкости и подвергаться экстремальным температурам.

Основной причиной износа является контакт плунжера и цилиндра. По мере возвратно-поступательного движения плунжера внутри цилиндра, контактное давление между двумя поверхностями — в сочетании с наличием абразивных частиц в перекачиваемой жидкости — постепенно удаляет материал с обеих поверхностей. По мере увеличения зазора между плунжером и цилиндром сверх проектного допуска, объемный КПД снижается, проскальзывание увеличивается, и в конечном итоге насос больше не может создавать достаточный перепад давления для эффективного подъема жидкости.

В наклонных скважинах механизм износа значительно усугубляется. Боковые нагрузки, создаваемые кривизной ствола скважины на штанговую колонну, приводят к контакту штанг со стенкой обсадной трубы, вызывая износ штанги и обсадной трубы, что одновременно снижает механическую целостность обеих колонн. Данные исследований показывают, что контакт штанги и обсадной трубы в наклонных скважинах может составлять до 85% затрат на техническое обслуживание скважин в системах управления наклонными скважинами, если система направляющих штанг не спроектирована должным образом с учетом геометрии скважины.

Материал корпуса и обработка поверхности плунжера являются основными параметрами конструкции, определяющими скорость износа. Стандартные корпуса из углеродистой стали с хромированными плунжерами подходят для работы в чистых, неабразивных условиях. В абразивных или коррозионных условиях металлургически улучшенные материалы, включая компоненты из нержавеющей стали, значительно увеличивают эффективный срок службы фрикционных пар.

Что это означает для выбора оборудования: в любой скважине со значительным содержанием твердых частиц, повышенной обводненностью или отклонением геометрии, спецификация материала не является второстепенным фактором — она является основным определяющим фактором того, как долго насос будет работать до следующего капитального ремонта.

Производство песка и твердых отходов — вторая по величине угроза.

Образование песка и твердых частиц составляет приблизительно 22% всех отказов насосов по частоте — это вторая по распространенности категория отказов после механического износа. Механизм работает одновременно на двух уровнях.

Во-первых, частицы песка, попадающие в добываемую жидкость, ускоряют износ поршня и цилиндра, действуя как абразив между двумя поверхностями. Даже небольшие концентрации мелких частиц кварцевого песка в добываемой жидкости могут значительно сократить срок службы цилиндра и поршня по сравнению с работой в чистой жидкости.

Во-вторых, скопление песка внутри насоса создает вторичный вид отказа, независимый от износа: когда насос останавливается — в конце хода, во время остановки или при ударе жидкости — частицы песка оседают в самой нижней точке насоса, которая находится непосредственно над стоячим клапаном. При повторном запуске осевший песок может забиваться между плунжером и корпусом и препятствовать полному ходу плунжера, увеличивая механические нагрузки и потенциально вызывая заклинивание плунжера в корпусе. В тяжелых случаях насос, забитый песком, требует полного ремонта для извлечения и очистки, а не простой замены.

Наиболее эффективным конструктивным решением проблемы образования песка является боковой (латеральный) вход — подача добываемой жидкости в насос через отверстия, расположенные сбоку корпуса, а не снизу. Такая геометрия предотвращает накопление песка непосредственно над стоящей рамой клапана, поскольку путь жидкости не направляет оседающий песчаный столб в полость насоса. Насос фактически становится самозащищенным от механизма заклинивания из-за оседания песка.

Для скважин со значительным объемом выноса песка эта конструктивная модификация не является необязательным оборудованием — это инженерное решение, которое отличает насос, работающий 18 месяцев, от насоса, вышедшего из строя через 90 дней.

Коррозия — химически обусловленная деградация

В Пермском бассейне коррозия является причиной примерно 10% отказов насосов по частоте, однако эта цифра значительно занижает ее эксплуатационные последствия по двум причинам. Во-первых, коррозия редко вызывает отказы сама по себе — чаще всего она действует как множитель, ускоряющий износ и усталостные разрушения, которые в противном случае развивались бы медленнее. Во-вторых, распределение отказов, вызванных коррозией, сильно искажено: в пластах со значительными концентрациями сероводорода (H₂S) или диоксида углерода (CO₂) частота отказов, связанных с коррозией, значительно выше, чем предполагает средний показатель по бассейну.

Основными агентами коррозии в условиях работы штоковых насосов являются:

Сероводород (H₂S): вызывает сульфидное растрескивание под напряжением (SSC) в высокопрочных стальных компонентах, особенно в резьбовых соединениях. H₂S также вызывает водородное охрупчивание, которое снижает усталостную прочность штоковых и насосных компонентов ниже их номинальной прочности. Данные, полученные в ходе полевых испытаний, указывают на то, что комбинированное воздействие химического воздействия H₂S и механического циклического напряжения является основной причиной отказов штоков плунжеров в месте первой резьбы корпуса адаптера — месте отказа, характерном для SSC.

Углекислый газ (CO₂): при растворении в добываемой воде образует угольную кислоту, вызывая общую коррозию поверхностей цилиндра и плунжера. Коррозия, вызванная CO₂, преимущественно поражает основной металл в местах разрывов поверхности, ускоряя образование точечных повреждений, которые затем становятся местом зарождения усталостных трещин при циклической нагрузке.

Высокосоленый рассол: повышает электролитическую проводимость попутной воды, ускоряя электрохимическую коррозию всех смачиваемых металлических поверхностей. Высокие концентрации хлоридов специфически воздействуют на пассивные оксидные пленки на сплавах нержавеющей стали, снижая их коррозионную стойкость при использовании в системах водоснабжения.

Температура: В процессах термической добычи нефти — закачке пара, SAGD или добыче горячих флюидов — повышенные температуры одновременно ускоряют все механизмы коррозии и вызывают термическую усталость из-за температурных колебаний, которые не выдерживают стандартные марки материалов.

При работе в агрессивных средах выбор материала становится критически важным фактором долговечности. Стандартная конструкция из углеродистой стали обеспечивает достаточную эксплуатацию в условиях низкой коррозионной активности. При работе с H₂S или CO₂ компоненты трубопровода из нержавеющей стали и коррозионностойкие сплавы (CRA) на внутренних поверхностях стволов обеспечивают значительное увеличение срока службы. В условиях экстремальной коррозионной активности при высоких температурах, включая операции термической рекуперации, требуются специальные сплавы, такие как Inconel 625, для поддержания структурной и размерной целостности при рабочих температурах, превышающих возможности стандартных марок сплавов.

Помехи от газа — снижение эффективности и механические повреждения

Свободный газ поступает в помещениенасос с вакуумным насосомИспользование добываемой жидкости снижает объемную эффективность и — в тяжелых случаях — вызывает механические повреждения, значительно сокращающие срок службы насоса. Основной механизм отказа, связанный с газом, — это гидроудар: когда газ заполняет часть камеры сжатия насоса, а насос имеет меньший размер по сравнению с фактическим притоком жидкости, плунжер проходит через сжимаемый газ при движении вниз, прежде чем резко удариться о поверхность жидкости. Этот механический удар — гидроудар — создает импульсные нагрузки на шток и внутренние детали насоса, которые не учитываются в стандартных расчетах нагрузки на шток.

Повторяющиеся воздействия потока жидкости приводят к циклической перегрузке соединений штоков и седел клапанов насоса, ускоряя усталостное разрушение и износ клапанов со скоростью, которая может сократить срок службы компонентов на 50% и более по сравнению с плавной перекачкой однофазной жидкости.

Для решения проблемы газового загрязнения необходимо учитывать два момента: предотвращение попадания свободного газа в насос через скважинную газоотделительную систему и обеспечение возможности обработки газа, попавшего в насос, без заклинивания или чрезмерного износа клапана. Механические впускные клапаны, которые принудительно открывают и закрывают впускной клапан, а не полагаются исключительно на перепад давления, предотвращают удержание клапана в открытом положении при движении вниз в условиях газового загрязнения, которые привели бы к некорректной работе обычного обратного клапана.

Глубина и рабочие параметры

Глубина скважины и рабочие параметры — частота ходов поршня в минуту (уд/мин), рабочий объём насоса, уровень жидкости над насосом, погружение насоса — все это влияет на срок службы насоса, воздействуя на нагрузку на насос, скорость вращения плунжера и гидродинамику.

Глубина увеличивает гидростатическую нагрузку, с которой работает насос, повышая напряжение на всех компонентах и ​​увеличивая вес колонны штанг, что влияет на расчеты усталости конструкции. Для скважин, требующих настройки насоса на глубине менее 2600 метров, структурные требования к самому стволу увеличиваются до такой степени, что стандартная однослойная конструкция ствола может не обеспечивать достаточную стабильность размеров при полном перепаде рабочих давлений. Двухслойная конструкция ствола — с внешней структурной оболочкой и внутренней износостойкой вставкой — более эффективно распределяет нагрузку давления и сохраняет округлость ствола на глубине, сохраняя зазор между плунжером и стволом, определяющий объемную эффективность.

Количество ходов в минуту напрямую контролирует скорость вращения плунжера, которая, в свою очередь, определяет скорость износа в месте соприкосновения плунжера и ствола. Высокие значения количества ходов в минуту увеличивают производительность, но пропорционально сокращают срок службы насоса за счет ускорения износа поверхности. Оптимальное значение количества ходов в минуту обеспечивает баланс между эффективностью добычи и скоростью механического износа — расчет, который следует пересматривать всякий раз, когда условия в скважине значительно меняются.

Уровень жидкости и степень погружения насоса определяют, работает ли насос в условиях полного заполнения (идеальные условия) или частичного заполнения (риск гидроудара). Недостаточное погружение насоса — когда уровень жидкости опускается вблизи всасывающего патрубка — увеличивает вероятность попадания газа, частичного заполнения и гидроудара. Контроллеры отключения насоса, которые отслеживают данные поверхностного динамометра и отключают агрегат при обнаружении гидроудара, являются одними из наиболее экономически эффективных технологий для продления срока службы насоса в частично истощенных месторождениях.

Почему выбор типа насоса напрямую влияет на срок его службы?

Выбор типа и конфигурации насоса в зависимости от условий скважины является наиболее важным инженерным решением в операциях по подъему штанговых насосов — оно оказывает большее влияние на срок службы насоса, чем любые методы технического обслуживания, применяемые после установки.

Стандарт API 11AX, регулирующий проектирование и классификацию подземных штанговых насосов, определяет типы насосов по их механической конфигурации: вставные или трубные насосы, с верхним или нижним анкерным креплением, с подвижным или неподвижным стволом. Каждая конфигурация имеет свои специфические условия эксплуатации, при которых она работает оптимально, и условия, при которых она работает плохо.

Для песчаных скважин: конструкция с подвижным стволом и нижним якорем обеспечивает движение жидкости внутри ствола на протяжении всего хода насоса, предотвращая оседание песка между стволом и плунжером в периоды статического режима. Альтернативный вариант — стационарный ствол с верхним якорем — позволяет жидкости оставаться относительно неподвижной внутри ствола после остановки насоса, давая частицам песка возможность осесть и уплотниться. Для песчаных скважин выбор конфигурации сам по себе может отличать насос, проработавший 18 месяцев, от насоса, заклинившего через 60 дней.

Для скважин с высоким содержанием газа: конфигурация с верхним якорем и стационарным стволом обеспечивает лучшие результаты в условиях высокого содержания газа, поскольку удерживает неподвижный клапан погруженным в жидкость, снижая вероятность газовой пробки. В сочетании с внутрискважинным газоотделителем или механически управляемым впускным клапаном эта конфигурация обеспечивает наилучшую защиту от потери эффективности, связанной с газом, и механических повреждений от воздействия жидкости, вызванных газовым вмешательством.

Для глубоких скважин: ствол должен сохранять стабильность размеров под воздействием высоких перепадов давления, создаваемых весом столба жидкости на глубине. Стандартные одностенные стволы могут деформироваться в этих условиях, уменьшая зазор между плунжером и стволом и вызывая заклинивание плунжера. Усиление конструкции двухстенного или толстостенного ствола обеспечивает сохранение геометрии зазора, позволяющей плунжеру свободно перемещаться на протяжении всего хода при рабочих давлениях, которые деформировали бы стандартный ствол.

Для высокотемпературных скважин, используемых для термической добычи нефти: стандартные эластомерные уплотнения, материалы корпуса из углеродистой стали и обычные покрытия плунжеров быстро изнашиваются при температурах, характерных для операций по закачке пара. Насосы, предназначенные для термической добычи нефти, требуют модернизации материалов по всей конструкции — втулок из коррозионностойкого сплава, высокотемпературных узлов седла и конструкционных материалов, способных сохранять целостность размеров при температурах, превышающих 300 °C на глубине закачки.

Эксплуатационные последствия установки насоса неправильного типа в конкретных условиях скважины заключаются не только в снижении эффективности, но и в ускоренном выходе из строя. Насос, правильно подобранный для условий эксплуатации, будет неизменно превосходить по производительности насос, подобранный неправильно, независимо от качества конструкции обоих агрегатов.

Как качество конструкции насоса влияет на фактический срок службы

Даже в рамках одного типа и конфигурации насоса качество сборки — в частности, точность производственных допусков, марка используемых материалов и качество подгонки плунжера к корпусу — приводит к существенным различиям в сроке службы изделий, которые кажутся эквивалентными на основании технических характеристик.

Зазор между цилиндром и плунжером, а также точность посадки: стандарт API 11AX определяет допуски на зазор между плунжером и цилиндром, но способность стабильно производить продукцию с соблюдением этих допусков — и поддерживать их — отличает высококачественную продукцию от продукции среднего качества. Насосы, изготовленные с превышением допустимых значений в пределах диапазона допусков API, имеют заметно более низкую объемную эффективность с момента установки и более быстрое увеличение зазора по мере износа. Насосы, изготовленные с жесткими допусками, изначально обладают более высокой эффективностью и дольше сохраняют приемлемый зазор, прежде чем снижение эффективности станет существенным в процессе эксплуатации.

Эффект «дыхания» в цилиндрах насосов с вставными поршнями: Менее часто обсуждаемая, но практически важная конструктивная переменная в насосах с вставными поршнями — это явление, известное как эффект «дыхания» — упругая деформация цилиндра насоса под действием циклического перепада давления, создаваемого каждым ходом поршня. В цилиндре со стандартными стенками перепад давления между ходом вниз (цилиндр при давлении в трубе) и ходом вверх (цилиндр при давлении пласта) вызывает циклическое расширение и сжатие цилиндра. Это «дыхание» микроскопически изменяет зазор между плунжером и цилиндром при каждом ходе и со временем способствует ускоренному износу поверхности канала цилиндра.

Толстостенная конструкция корпуса устраняет эффект «дыхания», обеспечивая достаточное сечение стенки для сопротивления циклической деформации, вызванной давлением. Устранение этого механизма деформации снижает износ канала ствола и поверхности плунжера, увеличивает период, в течение которого насос сохраняет расчетный зазор, и напрямую способствует увеличению срока службы до того, как объемная эффективность упадет ниже порогового значения, которое инициирует капитальный ремонт.

Материал седла и шара клапана: Стоячий и ходовой клапаны — это компоненты, которые совершают наибольшее количество механических циклов среди всех элементов насоса — один цикл за ход, 24 часа в сутки, 365 дней в году. Твердость, сферичность и качество обработки поверхности шара, а также плоскостность и качество обработки поверхности седла определяют, как долго клапан сохраняет свою герметичность. Высококачественные материалы для клапанов — включая шарики и седла из карбида вольфрама или закаленную нержавеющую сталь в условиях воздействия коррозионных веществ — обеспечивают значительно больший срок службы клапана, чем стандартная углеродистая сталь, особенно в потоках перерабатываемых жидкостей с абразивными твердыми частицами или химически коррозионными компонентами.

Компоненты трубопровода из нержавеющей стали: В скважинах, работающих с коррозионно-активными жидкостями — с высоким содержанием воды, H₂S, CO₂ или рассолом с высоким содержанием хлоридов — коррозионная стойкость материалов трубопровода определяет, как долго насос сохраняет свою механическую целостность, прежде чем химическое воздействие нарушит структурные или размерные свойства корпуса, плунжера или клапанных компонентов. Компоненты трубопровода из нержавеющей стали обеспечивают значительное повышение коррозионной стойкости по сравнению со стандартными конструкциями из углеродистой стали в диапазоне составов коррозионно-активных жидкостей, обычно встречающихся в добывающих скважинах.

Как продлить срок службы штанговых насосов: проверенные на практике методы

Для продления срока службы насоса необходимо заблаговременно, а не реактивно, устранять пять основных причин отказов. Данные полевых исследований подтверждают эффективность следующих методов в качестве мер по увеличению срока службы.

Перед установкой подберите тип насоса в соответствии с условиями скважины.

Наиболее эффективным способом увеличения срока службы насоса является правильный выбор типа насоса на этапе установки. Необходимо проанализировать состав жидкости в скважине (газосодержание, обводненность, содержание твердых частиц, коррозионная активность), геометрию скважины (вертикальная или наклонная, глубина начала бурения, степень искривления ствола), глубину и целевые показатели дебита, сопоставив их с рабочим диапазоном доступных типов насосов. В скважинах с несколькими сложными условиями — песчаными, газоносными, глубокими или коррозионными — следует выбирать тип насоса, который наиболее эффективно справляется с наиболее опасными условиями в данной конкретной скважине.

Используйте анализ Dynacard для выявления раннего ухудшения состояния.

Динамометрическая карта — диаграмма зависимости нагрузки от хода поршня, создаваемая во время работы насоса, — является наиболее доступным диагностическим инструментом для обнаружения износа насоса до того, как он приведет к поломке. Изменения формы карты относительно идеального заполненного параллелограмма указывают на конкретные условия в скважине: искажение хода поршня указывает на утечку через клапан или газовое загрязнение; деформированная карта указывает на прекращение откачки или сильное давление жидкости; нестабильные характеристики нагрузки указывают на износ или повреждение клапанов. Систематический мониторинг изменения формы динамометрической карты во времени позволяет операторам планировать ремонтные работы до катастрофической поломки, снижая как затраты на аварийный ремонт, так и потери времени добычи.

Контролируйте количество тактов в минуту, чтобы сбалансировать производство и износ.

Работа насоса на максимальной частоте качений (ЧКА), которую может обеспечить наземный агрегат, обеспечивает максимальную кратковременную добычу жидкости, но пропорционально ускоряет износ плунжера. Для скважин, где приоритет отдается сроку службы, а не мгновенной скорости добычи — особенно в условиях высоких затрат на капитальный ремонт — работа на умеренно сниженной частоте качений продлевает срок службы пары плунжер-ствол без пропорционального снижения добычи, поскольку эффективность заполнения насоса часто повышается при более низких скоростях плунжера в скважинах с низким дебитом.

Внедрите управление отключением насоса для устранения утечек жидкости.

Удары жидкости — это механически повреждающее явление, возникающее, когда насос работает быстрее, чем скважина может подавать жидкость. Контроллер отключения насоса (POC) отслеживает данные поверхностного динамометра в режиме реального времени и отключает насосную установку при обнаружении ударов жидкости, позволяя уровню жидкости восстановиться перед повторным запуском. Это предотвращает кумулятивное механическое повреждение соединений штанг и седел клапанов, возникающее в результате повторных ударов жидкости, и является одной из наиболее экономически эффективных технологий, доступных для продления срока службы насоса в условиях частично истощенных пластов.

Для химически агрессивных скважин следует использовать коррозионностойкие материалы.

Программы впрыскивания ингибиторов коррозии решают проблему коррозии на уровне химического состава жидкости. Модернизация материалов решает проблему на структурном уровне. В скважинах, где коррозия является документированной причиной отказов, выбор компонентов насоса с элементами из нержавеющей стали, проходными путями, покрытиями из коррозионностойкой стойкой коррозионной стойкости на каналах стволов и компонентами клапанов из коррозионностойких сплавов обеспечивает защиту, которая не зависит от стабильности программы впрыскивания химических реагентов или точности концентрации. Коррозионная стойкость, обеспечиваемая материалом, всегда присутствует; коррозионная стойкость, обеспечиваемая химической обработкой, присутствует только при правильном выполнении обработки.

Проверьте соответствие всех компонентов, находящихся в скважине, стандарту API 11AX.

Спецификация API 11AX устанавливает требования к проектированию, материалам и испытаниям для подземных сооружений.штанговые насосыНасосы, изготовленные в соответствии с этим стандартом, прошли инженерную проверку и квалификацию материалов, что гарантирует работоспособность компонента в пределах его номинальных параметров в нормальных условиях эксплуатации. Насосы, поставляемые вне рамок данного стандарта, не имеют инженерной проверки, которую обеспечивает сертификация API, — и последствия отказа компонента на глубине измеряются затратами на капитальный ремонт, потерями добычи и потенциальным повреждением ствола скважины.

Признаки того, что срок службы вашей помпы подходит к концу.

Понимание предупреждающих признаков износа насоса позволяет планировать техническое обслуживание заблаговременно, а не реактивно. Следующие сигналы постоянно предшествуют отказу насоса и должны служить поводом для оценки его текущего состояния:

Снижение добычи жидкости при постоянной нагрузке на пласт: Постепенное снижение добычи жидкости без соответствующих изменений пластовых условий указывает на увеличение внутреннего проскальзывания — добываемая жидкость просачивается через изношенные зазоры между плунжером и стволом, а не поднимается на поверхность. Это наиболее распространенный ранний индикатор потери объемной эффективности, вызванной износом.

Изменения формы динамометрической карты: Прогрессивное искажение динамометрической карты относительно установленной базовой линии указывает на развитие проблем в скважине. Закругление углов карты указывает на износ клапанов; обрушение нагрузки на карту указывает на ударное воздействие жидкости или откачку; необычные формы на нисходящем ходе указывают на проблемы с клапанами или развитие газовых помех.

Увеличение количества случаев обнаружения утечек жидкости: если записи контроллера отключения насоса показывают увеличение частоты событий обнаружения утечек жидкости при том же значении SPM и уровне жидкости, это означает снижение объемной эффективности насоса — он перекачивает меньше эффективной жидкости за один ход, что приводит к более быстрому падению уровня жидкости и более раннему возникновению утечек.

Повышение давления на входе насоса при снижении добычи: если данные о давлении на забое (если таковые имеются) показывают, что давление на входе сохраняется или повышается при снижении добычи на поверхности, ограничение заключается в насосе, а не в резервуаре — внутренний износ или деградация клапанов препятствуют преобразованию насосом имеющегося перепада давления в гидроподъем.

Изменения поверхностного шума в насосной установке: Изменения в звуковой или вибрационной характеристике наземной насосной установки — особенно ритмичные стуки или события с высокой нагрузкой, обнаруживаемые с помощью полированного индикатора нагрузки на штанге, — часто указывают на механические события в скважине (удар жидкости, контакт штанги, неисправность клапана), которые прогрессируют до стадии отказа.

Часто задаваемые вопросы

В: Каков типичный срок службы стандартного штангового насоса API при нормальных условиях эксплуатации?

В нормальных условиях — чистая жидкость, вертикальная или малонаклонная скважина, достаточная глубина погружения насоса, правильный выбор насоса — правильно изготовленный штанговый насос, соответствующий стандарту API 11AX, обеспечивает от 2 до 4 лет эксплуатации до необходимости капитального ремонта или замены. Статистические данные по Пермскому бассейну показывают, что в среднем, в целом по всей популяции скважин, происходит примерно один отказ компонента скважинного насоса каждые четыре года. Оптимизированная работа с соответствующим выбором типа насоса, мониторингом Dynacard и контролем отключения насоса стабильно обеспечивает верхнюю границу этого диапазона.

В: Что вызывает отказы штанговых насосов менее чем за 6 месяцев?

Преждевременные отказы в течение 6 месяцев после установки почти всегда обусловлены одной из трех основных причин: неправильный выбор типа насоса для фактических условий работы скважины (особенно вынос песка или проникновение газа); установка в скважине с коррозионно-активным химическим составом жидкости без указания коррозионностойких материалов; или работа при значениях частоты вращения или уровнях жидкости, которые создают механические нагрузки, превышающие проектные параметры насоса. Наиболее распространенной причиной отказов в течение менее 6 месяцев в частично истощенных месторождениях является гидроудар, возникающий при работе насоса быстрее, чем скважина может подавать жидкость. Правильный выбор типа насоса и контроль отключения насоса позволяют избежать большинства таких преждевременных отказов.

В: Оказывает ли глубина закачки насоса существенное влияние на срок его службы?

Да, в двух отношениях. Во-первых, большая глубина увеличивает гидростатическую нагрузку, с которой должен работать насос, повышая перепад давления в стволе и увеличивая напряжение на всех компонентах, особенно в стволе, штоке плунжера и седлах клапанов. Во-вторых, больший вес колонны штанг в глубоких скважинах увеличивает структурные нагрузки на соединения штанг и увеличивает потенциальную энергию, выделяемую во время ударных воздействий жидкости. Насосы для работы в глубоких скважинах — обычно на глубине менее 2600 метров — должны использовать конструктивные решения, обеспечивающие стабильность размеров ствола при повышенном рабочем давлении, включая двухслойные конструкции стволов, которые противостоят деформации под воздействием перепадов давления, характерных для условий глубоких скважин.

В: Как добыча песка влияет на частоту замены штангового насоса?

В скважинах со значительным пескообразованием и при использовании стандартного насоса без функций пескоотделения интервалы между отказами от 3 до 9 месяцев являются обычным явлением, если не предусмотрены механизмы отказов, связанные с песком (абразивный износ и застревание осевшего песка). Насосы со специальными конструктивными решениями для работы с песком — в частности, боковые входные патрубки, предотвращающие оседание песка в полость насоса, и более твердые материалы в месте трения плунжера и цилиндра — неизменно увеличивают срок службы в скважинах с пескообразованием. Данные полевых исследований, полученные при применении насосов для пескоотделения, показывают увеличение срока службы в 2–5 раз по сравнению со стандартными конструкциями насосов в тех же условиях скважины.

В: Как по одним лишь данным с поверхности определить, что мой скважинный насос близок к поломке?

Динамометрическая карта является наиболее информативным методом диагностики поверхности насоса, не требующим его демонтажа. Постепенное закругление углов карты указывает на износ седла клапана и увеличение утечек. Постепенное снижение минимальной нагрузки на шток при ходе поршня вниз в сочетании со снижением производительности указывает на растущее проскальзывание плунжера относительно цилиндра. Увеличение частоты ударов жидкости при неизменных настройках частоты вращения указывает на снижение объемной эффективности. Когда эти тенденции наблюдаются одновременно в течение нескольких недель, насос приближается к концу своего эффективного срока службы, и необходимо спланировать ремонтные работы до того, как произойдет катастрофический отказ.

Заключение

Вопрос о том, как долгонасос с вакуумным насосомНа вопрос о продолжительности работы насоса нет однозначного ответа — она варьируется в зависимости от инженерных решений, принятых до установки насоса, и методов эксплуатации, применяемых во время его работы. Данные отрасли подтверждают это: плохо подобранное оборудование в сложных условиях выходит из строя через несколько месяцев; правильно подобранные и контролируемые насосы на одних и тех же месторождениях работают годами. Разница заключается не столько в удаче или марке, сколько в соответствии конструкции насоса с условиями скважины.

Пять факторов — износ, песок, коррозия, газ и глубина — определяют большинство отказов насосов во всех разрабатываемых бассейнах. Для каждого из них существует инженерное решение: соответствующие технические характеристики материалов с учетом износа и коррозии, геометрия входного отверстия для контроля песка в скважинах с твердыми частицами, конструкция механически надежных клапанов для предотвращения газовых помех и усиленная конструкция ствола для работы на большой глубине и при высоком перепаде давления. Когда конструкция насоса учитывает фактические условия конкретной скважины, срок службы увеличивается. Если же нет, приходится проводить капитальный ремонт скважины.

Практический вывод очевиден: лучше потратить инженерное время на правильный выбор типа насоса до установки, чем на аварийные работы по капитальному ремонту после преждевременного выхода из строя. Стоимость правильной спецификации насоса всегда ниже, чем стоимость неправильной — если измерять это в количестве предотвращенных ремонтных работ, сохраненных производственных дней и общих затратах на подъем одного барреля за весь срок эксплуатации скважины.

Для вашего нефтепромыслового проекта требуются штанговые насосы?

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

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