Введение
Большинство людей, наблюдающих за медленно покачивающимся насосом на нефтяном месторождении, не задумываются о том, что происходит на глубине 3000 футов под землей. Видимое движение на поверхности — эта устойчивая дуга движения качающейся балки — это лишь половина истории. Настоящая инженерная работа происходит в скважине, где высокоточный насосный агрегат преобразует механическое движение в подъем жидкости, цикл за циклом, под высоким давлением, с абразивной жидкостью, растворенным газом и экстремальными температурами.
Понимание того, какнасос с вакуумным насосомДля инженеров-технологов это не просто академический интерес. Это основа для каждого важного решения в области искусственного подъема нефти: какой тип насоса выбрать, как настроить частоту и длину хода поршня, что показывает динамометрическая карта о состоянии скважины и как диагностировать разницу между газовыми помехами, износом клапанов и давлением жидкости до того, как одна из этих проблем приведет к незапланированному капитальному ремонту.
В этом руководстве подробно описан весь рабочий механизм — от приводного двигателя на поверхности и колонны штанг до скважинного насоса — и объясняется связь функций каждого компонента с практическими результатами, определяющими эффективность добычи из скважины или наличие проблем, которых можно было бы избежать. Также рассматриваются специальные конструкции насосов, разработанные для сложных условий эксплуатации скважин — газ, песок, тяжелая нефть, высокие температуры и большая глубина — с которыми стандартные насосные установки не могут надежно справиться.
Независимо от того, оцениваете ли вы варианты систем подъема для новой скважины, устраняете ли проблемы со снижением добычи в существующей скважине или занимаетесь подбором насосного оборудования для развертывания на месторождении, представленная ниже техническая информация даст вам необходимую подробную основу.
Что такое штанговый насос?
Анасос с вакуумным насосомЭто поршневой насос объемного действия, используемый для подъема сырой нефти и добываемых жидкостей из скважины на поверхность, когда пластовое давление недостаточно для естественного притока жидкости. Это наиболее широко используемая система искусственного подъема в мировой нефтегазовой отрасли, применяемая более чем в 750 000 скважинах по всему миру — это самая большая установленная база среди всех технологий подъема по количеству скважин.
Система работает по принципу, который оставался механически неизменным с момента ее первого коммерческого применения на нефтяных месторождениях Пенсильвании в 1860-х годах: скважинный насос приводится в движение возвратно-поступательной колонной, соединенной с наземным насосным агрегатом. За 160 лет изменились точность изготовления компонентов, диапазон условий скважин, на которые рассчитана конструкция, и сложность систем мониторинга и диагностики, которые сообщают инженерам о происходящем в насосе.
Спецификация API 11AX Американского института нефти устанавливает глобальный стандарт размеров и материалов для подземных штанговых насосов. Этот стандарт гарантирует, что компоненты насосов от разных производителей соответствуют заданным допускам по диаметру, зазорам плунжера, требованиям к геометрии клапанов и спецификациям по твердости материала, что обеспечивает взаимозаменяемость в полевых условиях и устанавливает минимальный базовый уровень качества для профессионального применения насосов в нефтедобывающей промышленности.
Два мира системы: поверхность и скважина
Система подъема штанг работает в двух различных физических средах, соединенных механической передачей. Понимание каждой среды и того, что в ней происходит, является ключом к пониманию того, почему система ведет себя именно так, и почему возникают проблемы именно таким образом.
Наземное оборудование: преобразование вращательного движения в возвратно-поступательное.
Наземная насосная установка — обычно называемая насосным домкратом, балочным насосом или качающимся ослом — выполняет одну основную функцию: она преобразует вращательное движение электродвигателя или газового двигателя в возвратно-поступательное движение вверх-вниз, необходимое для работы скважинного насоса.
Первичный двигатель обеспечивает источник механической энергии. В большинстве современных установок это электродвигатель; в районах, где электроснабжение отсутствовало или было ненадежным, ту же функцию выполняет двигатель, работающий на природном газе или дизельном топливе. Размер двигателя подбирается в соответствии с предполагаемой пиковой нагрузкой на полированный шатун и скоростью хода поршня установки.
Редуктор преобразует высокоскоростное вращение вала двигателя — обычно от 1200 до 1800 об/мин — в рабочую скорость вращения коленчатого вала насосного агрегата, которая составляет примерно от 2 до 25 ходов в минуту в зависимости от условий скважины и целевых показателей добычи. Одновременно редуктор увеличивает крутящий момент до уровня, необходимого для преодоления нагрузки на штанговую колонну и веса столба жидкости.
Узел кривошипа и рулевой тяги преобразует вращательное движение редуктора в качательное движение балансирной балки. Кривошипы установлены на выходном валу редуктора; рулевые тяги соединяют кривошипные пальцы с задней частью балансирной балки. При вращении кривошипов рулевые тяги толкают и тянут заднюю часть балки по дуге, заставляя переднюю часть — где расположены «голова лошади» и полированный кронштейн стержня — двигаться вверх и вниз.
Балансировочная балка работает по принципу рычага, вращающегося вокруг центральной стойки. Когда задний конец поднимается (под действием кривошипа), передний конец опускается, и наоборот. Геометрия балки, положение точки опоры и длина кривошипа определяют длину хода — общее вертикальное расстояние, которое полированный стержень проходит за один полный цикл.
Головка на переднем конце балки удерживает уздечку — обычно это стальной трос или стекловолоконный кабель — которая соединяется с подвесом полированного стержня. Изогнутая форма головки обеспечивает прямолинейное вертикальное движение полированного стержня на протяжении всей дуги хода, несмотря на дугообразное движение конца балки.
Полированный шток — это прецизионно обработанный шток, который проходит через сальниковое уплотнение на устье скважины и соединяется непосредственно с верхней частью колонны насосных штанг, расположенной ниже. Он изготавливается с высокой точностью обработки поверхности, поскольку должен скользить через уплотнение сальникового уплотнения тысячи раз в день, не допуская утечки добываемой жидкости в атмосферу. Полированный шток является механическим звеном между наземным насосным агрегатом и колонной штанг.
Сальниковое уплотнение, установленное на устье скважины, обеспечивает динамическое уплотнение вокруг полированного штока. Уплотнительные элементы внутри сальникового уплотнения прижимаются к поверхности штока, удерживая давление в скважине и позволяя штоку свободно перемещаться. Состояние сальникового уплотнения напрямую влияет как на герметичность, так и на скорость износа полированного штока.
Противовесы устанавливаются на кривошипах или на самой балке для балансировки части нагрузки от шатунной колонны и гидравлического столба. Без противовесов двигателю пришлось бы поднимать всю шатунную и гидравлическую нагрузку при ходе вверх, не получая при этом никакой полезной нагрузки при ходе вниз. Правильное использование противовесов снижает пиковый крутящий момент на редукторе и повышает энергоэффективность системы за счет рециркуляции потенциальной энергии, получаемой при ходе вниз, для облегчения хода вверх.
Струнный стержень: механическая передача на большую глубину
Колонна насосной штанги — это механическое звено, передающее возвратно-поступательное движение от полированной штанги на поверхности к плунжеру насоса в скважине. По сути, это длинная гибкая стальная колонна, находящаяся под переменным натяжением и сжатием, и она ведет себя совсем не как жесткий вал.
Стандартные насосные штанги изготавливаются длиной 25 или 30 футов с резьбовыми штифтовыми соединениями на каждом конце. Штанги марок API D, K, C и высокопрочной марки HS (и других) обеспечивают различные показатели прочности на растяжение для разных глубин и требований к нагрузке. В глубоких скважинах или при работе с тяжелыми жидкостями колонна штанг может включать в себя штанги нескольких марок в конической конструкции, при этом штанги более высокой марки располагаются в верхней части, где натяжение максимально, а штанги стандартных марок — в нижней.
В эксплуатационной скважине на каждом ходе поршня штанговая колонна подвергается двум основным видам напряжений: растягивающему напряжению при подъеме, когда она поддерживает нагрузку от плунжера и вес столба жидкости, и сжимающему напряжению при опускании, когда колонна укорачивается, чтобы толкать плунжер вниз. Это циклическое изменение направления напряжений является основной причиной усталости штанг — постепенного накопления повреждений в точках концентрации напряжений (соединения, коррозионные ямки, царапины), что в конечном итоге приводит к обрыву штанг, если колонна не проверяется и не заменяется в соответствии с установленным графиком.
Колонна штанг также растягивается. Стальная колонна штанг в скважине глубиной 6000 футов при полной нагрузке жидкостью может удлиниться на 12–24 дюйма относительно своей длины в ненагруженном состоянии. Эта эластичность имеет важные последствия для работы насоса: ход поршня насоса не идентичен ходу полированной штанги по поверхности. Когда полированная штанга начинает двигаться вверх, верхняя часть колонны штанг движется раньше нижней — движение распространяется вниз по колонне в виде механической волны. Поршень насоса может начать свой ход немного позже, и фактическая длина хода насоса может быть короче или длиннее хода по поверхности в зависимости от динамики штанги. Понимание этого поведения имеет важное значение для оптимизации заполнения насоса и эффективности добычи.
Центраторы — это устройства, устанавливаемые на штанговой колонне через определенные интервалы в наклонных или направленных скважинах для предотвращения контакта металла с металлом между муфтами штанг и стенкой обсадной трубы. Хорошо спроектированный центратор использует геометрию с тремя криволинейными поверхностями, которая увеличивает площадь контакта штанги с обсадной трубой и снижает удельное контактное давление, значительно уменьшая скорость износа как муфт штанг, так и внутренней поверхности обсадной трубы. В скважинах со значительным отклонением выбор и расстояние между центраторами имеют решающее значение для срока службы штанговой колонны.
Скважинный насосный агрегат: где происходит основная работа.
Скважинный насос — это компонент, непосредственно воздействующий на добываемую жидкость. Его функция заключается в создании перепада давлений, который затягивает жидкость из затрубного пространства скважины в насосную полость и вытесняет её вверх по эксплуатационной трубе. Все действия наземного агрегата и штанговой колонны направлены на привод этого насоса.
Стандартный скважинный насосный агрегат состоит из пяти основных компонентов:
Рабочий цилиндр насоса (также называемый стволом насоса) представляет собой прецизионно обработанный цилиндр, образующий неподвижный корпус насоса. Он изготавливается из высокопрочной стальной сплава и обрабатывается с высокой точностью. Внутренняя поверхность канала является рабочей поверхностью для плунжера — качество обработки поверхности, твердость и точность размеров напрямую определяют эффективность и срок службы насоса. В усовершенствованных конструкциях стволов используется многослойное износостойкое покрытие на внутренней поверхности канала для снижения трения, увеличения интервалов между обслуживаниями и обеспечения коррозионной стойкости в средах перерабатываемых жидкостей, содержащих сероводород или диоксид углерода.
Плунжер — это возвратно-поступательный элемент, перемещающийся внутри корпуса насоса. Зазор между наружным диаметром плунжера и внутренним диаметром корпуса является одним из наиболее важных параметров конструкции насоса. Меньший зазор уменьшает проскальзывание — утечку жидкости обратно за плунжер при движении вверх, — но увеличивает трение и требует более точных производственных допусков. Меньший зазор уменьшает трение, но позволяет большему количеству жидкости обходить плунжер, снижая объемную эффективность. Стандарт API 11AX определяет допустимые диапазоны зазоров для различных диаметров и условий эксплуатации.
В современных конструкциях плунжеров часто используется металлическое напыление — термически напыляемое твердое покрытие, наносимое на внешнюю поверхность плунжера. Это покрытие повышает твердость поверхности, обеспечивая устойчивость к абразивному износу от частиц песка и накипи в добываемой жидкости, снижает коэффициент трения о канал ствола и обеспечивает коррозионную стойкость поверхности в химически агрессивных средах добываемой жидкости. Металлическое напыление на плунжер представляет собой одно из наиболее экономически эффективных усовершенствований, позволяющих продлить срок службы насоса в сложных условиях скважины.
Обратный клапан, установленный внутри корпуса плунжера, обеспечивает поток жидкости вверх через плунжер при движении вниз и герметично закрывается при движении вверх, предотвращая обратное течение жидкости. Обратный клапан является компонентом, подвергающимся наибольшей динамической нагрузке в насосе — он открывается и закрывается при каждом ходе с любой частотой работы наземного агрегата, потенциально тысячи раз в день. Выбор материала седла и шарика клапана имеет решающее значение: стандартные шарики и седла из углеродистой стали подходят для чистых скважин с умеренным расходом жидкости; седла и шарики из карбида вольфрама используются в абразивных и коррозионных средах.
Обратный клапан, расположенный в нижней части корпуса насоса, обеспечивает поступление добываемой жидкости из скважины в насос при движении вверх и герметично закрывается при движении вниз, предотвращая обратный поток в затрубное пространство. В отличие от подвижного клапана, обратный клапан перемещается только в нижней части насосного узла, в зоне притока жидкости, где наиболее сконцентрированы песок, отложения и обломки скважины. Частицы песка, оседающие на седле обратного клапана между ходами, могут препятствовать полному закрытию клапана, вызывая обратный поток и значительную потерю эффективности.
Узел крепления (фиксатор) закрепляет насос в колонне труб на заданной глубине установки. Стандарт API 11AX определяет два основных типа посадочных мест: чашеобразные (фрикционные, с использованием эластомерных чашек) и механические (с надежной защелкой). Узел крепления должен надежно удерживать насос, противодействуя восходящей гидравлической силе, создаваемой столбом жидкости, и одновременно позволять отсоединять и извлекать насос вместе с колонной штанг при необходимости обслуживания.
Как это работает на самом деле: объяснение цикла инсульта
После определения функций компонентов можно точно понять полный рабочий цикл скважинного насоса.
Когда поверхностный насосный агрегат начинает движение вверх — полированный шток движется вверх — механическая сила передается по штоковой колонне к поршню, втягивая его вверх внутри ствола.
По мере подъема плунжера объем пространства под плунжером и над стоячим клапаном увеличивается. Это создает область пониженного давления внутри ствола насоса. Давление в затрубном пространстве скважины, поддерживаемое гидростатическим столбом добываемой жидкости и давлением притока пластовой жидкости, выше, чем давление внутри ствола.
Эта разница давлений воздействует на запорный клапан. Поскольку запорный клапан представляет собой односторонний обратный клапан, который открывается внутрь (в сторону ствола), когда давление на дне превышает давление в стволе, он открывается. Добываемая жидкость — нефть, вода и любой растворенный или свободный газ — протекает через запорный клапан и заполняет пространство, образованное поднимающимся плунжером.
Одновременно с этим, подвижный клапан (установленный на плунжере) удерживается в закрытом положении за счет веса и давления столба жидкости над ним в эксплуатационной трубе. Подвижный клапан не может открыться во время подъема, поскольку перепад давлений действует против него.
Полный ход поршня наполняет ствол скважины добываемой жидкостью, откачивая её из затрубного пространства ствола. Объём жидкости, поступающей в ствол при каждом ходе поршня, определяет заполнение насоса — процент теоретического рабочего объёма насоса, фактически занимаемый жидкостью. В скважинах с низким пластовым давлением, высоким газонефтяным соотношением или при добыче ниже экономически целесообразного уровня часто наблюдается неполное заполнение ствола, что отчётливо видно на графике динамометрической карты.
Движение вниз: сжатие и смещение
Когда поверхностный блок достигает верхней точки своего хода и начинает движение вниз, полированный стержень — а вместе с ним и стержневая нить с плунжером — начинает двигаться вниз.
По мере того, как поршень опускается в заполненный жидкостью ствол, он сжимает жидкость под ним. Это немедленно закрывает запорный клапан: давление внутри ствола теперь превышает давление в затрубном пространстве скважины, предотвращая обратный поток в пласт.
По мере продвижения поршня вниз давление в цилиндре повышается до тех пор, пока не превысит давление столба жидкости в расположенной выше эксплуатационной трубе. В этот момент открывается подвижный клапан. Жидкость, вытесняемая опускающимся поршнем, протекает через подвижный клапан и добавляется к столбу жидкости в расположенной выше трубе.
Жидкость, уже находящаяся в трубе, не нуждается в подъеме на поверхность при каждом ходе поршня — это несжимаемый столб, который просто продвигается вверх на объем, вытесняемый каждым движением поршня вниз. В результате каждого полного хода поршня эквивалентный объем жидкости, равный объему поршня, продвигается из затрубного пространства скважины, через насос и вверх к поверхности.
При скорости хода поршня 10 ходов в минуту, ходе насоса 60 дюймов и диаметре плунжера 2 дюйма теоретический объем выработки составляет приблизительно от 40 до 50 баррелей в сутки — показатель, к которому приближается фактическая добыча в зависимости от объемной эффективности.
Упругие свойства арматурной колонны создают разрыв между тем, что задается на поверхности, и тем, что происходит в насосе. Это не недостаток — это закон физики — но это имеет важные эксплуатационные последствия.
При подъеме верхняя часть штанги начинает двигаться раньше нижней. Штанга должна сначала растянуться, чтобы поднять нагрузку от жидкости (вес столба жидкости над плунжером), прежде чем плунжер фактически поднимется. Это растяжение — которое может достигать от 12 до 24 дюймов в глубоких скважинах при полной нагрузке — означает, что эффективный ход плунжера вверх короче, чем ход по поверхности. Это называется растяжением штанги при движении вверх.
И наоборот, при высоких скоростях хода поршня импульс опускающейся колонны штанг во время обратного хода может привести к тому, что плунжер немного выйдет за пределы номинального хода насоса — это состояние называется перебегом. В скважинах, где ствол насоса не полностью заполнен жидкостью (неполное заполнение), плунжер может ударяться о поверхность жидкости в стволе в нижней точке обратного хода, создавая гидравлический удар, называемый гидроударом, который передает высокое мгновенное напряжение соединениям колонны штанг и наземному оборудованию.
Понимание и управление упругостью штока является ключевой аналитической задачей при проектировании и оптимизации штанговых насосов, и именно поэтому данные, полученные с помощью поверхностного динамометра, интерпретируются через призму механических моделей, а не как прямые измерения силы в скважине.
Чтение динамометрической карты: что вам сообщает ваш насос
График зависимости нагрузки на полированный шток от его положения на протяжении всего полного хода — это самый мощный диагностический инструмент, доступный оператору штангового насоса. Он позволяет получить представление о состоянии скважины, которое было бы невидимо без дорогостоящих манометров или скважинных датчиков.
Исправно работающий насос с полным заполнением ствола демонстрирует характерную форму кривой нагрузки: нагрузка быстро возрастает в начале подъема штока, когда он поднимает столб жидкости, остается приблизительно постоянной в середине подъема, а затем падает в верхней точке, когда начинает закрываться подвижный клапан и нагрузка передается обратно в трубу. Отклонения от этой идеализированной формы указывают на конкретные условия в скважине:
Закругленное или постепенное увеличение нагрузки в начале хода поршня указывает на сжатие газа до открытия запорного клапана — в стволе содержится свободный газ, который необходимо сжать до начала притока жидкости. Это ранний признак газового загрязнения.
Резкое падение нагрузки с последующим вторичным увеличением нагрузки в середине хода поршня вниз, в сочетании с высокочастотной вибрацией, указывает на ударное воздействие жидкости — удар поршня о поверхность жидкости в неполностью заполненном цилиндре.
Форма параллелограмма со скругленными углами указывает на полностью загруженный, хорошо заполненный насос, работающий в нормальном режиме.
Постепенное уменьшение размеров карточек с течением времени указывает на снижение уровня заполнения насоса, обычно вызванное уменьшением притока воды в скважину или увеличением зазора в насосе из-за износа.
Асимметричная нагрузка при подъеме и опускании клапана может указывать на проблемы с клапаном — например, на утечку из-за застоя жидкости, приводящую к обратному потоку через насос при подъеме, или на износ клапана, вызывающий обход жидкости при опускании.
Возможность диагностики состояния скважины с поверхности — без демонтажа насоса — является одним из наиболее значительных эксплуатационных преимуществ штангового подъема по сравнению с электронасосными установками и другими методами подъема. Это позволяет проводить профилактическое вмешательство до того, как проблемы перерастут в отказы, и обеспечивает непрерывную запись состояния насоса, что помогает планировать техническое обслуживание.
Два стандартных типа насосов и различия в их работе.
Стандарт API 11AX выделяет две основные классификации:штанговые насосыВыбор между ними влияет на эксплуатационные характеристики, стоимость обслуживания и пригодность для применения.
Вставной насос: скорость и стоимость обслуживания
Вставной насос (обозначаемый буквой R в номенклатуре API) устанавливается внутри эксплуатационной трубы в сборе. Весь насос — цилиндр, плунжер и клапаны — подсоединяется к нижней части штанговой колонны и опускается в трубу на заданную глубину, где он закрепляется в посадочном ниппеле, установленном в составе заканчивающей колонны.
Когда требуется обслуживание вставного насоса, вся насосная установка извлекается простым вытягиванием штанговой колонны. Эксплуатационные трубы остаются в скважине. Это означает, что скважину с вышедшим из строя вставным насосом можно обслуживать с помощью установки для вытягивания штанг — гораздо более дешевой и быстрой операции, чем полноценная установка для капитального ремонта скважины. Время от принятия решения о вытягивании до возобновления работы насоса обычно составляет от 12 до 24 часов.
Компромисс заключается в диаметре внутреннего диаметра насоса. Поскольку насос должен помещаться внутри эксплуатационной трубы, максимальный диаметр плунжера — и, следовательно, максимальный рабочий объём насоса — ограничен внутренним диаметром трубы. Это делает вставные насосы предпочтительным выбором для скважин с низкой и средней дебитностью, где преимущество в стоимости обслуживания перевешивает ограничение по производительности.
В глубоких скважинах, где изменение диаметра отверстия насоса потребовало бы извлечения и повторной установки колонны эксплуатационных труб, конструкция насоса с вставным креплением API обеспечивает значительное эксплуатационное преимущество: соединительный элемент опоры седла является универсальным и совместим с трубами, поэтому изменение диаметра отверстия насоса не требует регулировки колонны труб. Меняется только сам насос.
Трубчатый насос: максимальная производительность
Трубный насос (обозначаемый буквой Т в номенклатуре API) использует сами эксплуатационные трубы в качестве корпуса насоса. Корпус ввинчивается непосредственно в трубную колонну; плунжер перемещается по штанговой колонне и устанавливается в корпус.
Поскольку ствол насоса представляет собой трубу полного диаметра, трубный насос может вмещать плунжер значительно большего диаметра, чем вставной насос того же диаметра трубы. При заданной длине хода и частоте ходов это напрямую приводит к увеличению объема добычи. Трубный насос является подходящим выбором для скважин с высокой дебитом, где требуется максимальный рабочий объем за один ход.
Недостатком насосного агрегата для труб является то, что любая операция, требующая осмотра или замены ствола, предполагает демонтаж всей колонны эксплуатационных труб — полную операцию по капитальному ремонту скважины. Для высокодебитных и высокодоходных скважин эти затраты оправданы их производительностью. Для зрелых скважин с низкой дебитной мощностью асимметрия затрат на обслуживание, как правило, делает вставной насос более экономичным вариантом.
Специализированные конструкции насосов: инженерные решения для сложных скважин
Стандартные конструкции насосов API — вставные и трубные — хорошо зарекомендовали себя в скважинах с чистой жидкостью, умеренным газонефтяным соотношением и благоприятными условиями эксплуатации. Значительная часть продуктивных наземных скважин в мире не соответствует этим критериям. Специализированные конструкции насосов существуют именно потому, что стандартные конструкции не могут надежно предотвращать специфические отказы, которые возникают в сложных условиях эксплуатации скважин.
Конструкция, предотвращающая утечку газа: преодоление газовой затворной системы до того, как она остановит производство.
Газовая пробка является одной из наиболее распространенных причин снижения добычи в скважинах с насосами, работающими на штангах, особенно в трещиноватых пластах, скважинах, работающих выше точки насыщения, и пластах с повышенным газонефтяным соотношением.
Механизм газовой пробки прост, но его сложно решить с помощью стандартных конструкций клапанов: когда свободный газ попадает в цилиндр насоса, он занимает объем, не способствуя подъему жидкости. При движении вниз газ сжимается, а не передает усилие на столб жидкости над ним. Если объем газа в цилиндре достаточно велик, подвижный клапан никогда не открывается — и цикл за циклом проходит без какого-либо перемещения жидкости.
Конструкция противогазового насоса решает эту проблему за счет механического клапана открытия и закрытия на входе масла, который работает независимо от перепада давления, регулирующего работу стандартных обратных клапанов. Когда газ поступает в полость насоса, клапан автоматически открывается и закрывается за счет возвратно-поступательного движения штока насоса — физически откачивая газ из ствола, а не ожидая, пока перепад давления приведет к срабатыванию клапана. Это выталкивает газовую фазу из ствола при каждом ходе поршня и восстанавливает перекачку жидкой фазы.
Данная конструкция доступна в вариантах с диаметром насоса Φ44 мм и Φ57 мм, охватывающих стандартные размеры труб 2 3/8 дюйма, 2 7/8 дюйма и 3 1/2 дюйма, используемые в подавляющем большинстве наземных скважин. В результате обеспечивается стабильная непрерывность добычи из скважин, где газовые помехи в противном случае привели бы к необходимости периодического режима работы, программ закачки поверхностно-активных веществ или перехода на более дорогостоящие альтернативные методы подъема.
ЭтоСистема контроля пескообразования с помощью поршневого механизма: стабильная работа в абразивных породах.
Образование песка разрушает стандартные компоненты насоса двумя способами: абразивный износ между поверхностями плунжера и корпуса, а также накопление песка в корпусе насоса, которое физически блокирует движение плунжера.
В пластах со значительным песчаным наносом срок службы стандартного вставного насоса может сократиться с многолетней производительности, достигаемой в скважинах с чистой жидкостью, до нескольких недель. Зазор между плунжером и стволом быстро увеличивается по мере эрозии обеих поверхностей абразивными частицами; одновременно песок, оседающий на дне ствола, может скапливаться вокруг стоящего клапана и плунжера, создавая механическую заклинившую конструкцию, которая приводит к заклиниванию насоса и разрыву штока.
Конструкция насоса с длинным плунжером для откачки песка решает обе проблемы благодаря боковой геометрии маслозаборника. Вместо забора жидкости в нижней части насосного узла, где концентрируется оседающий песок, конструкция с боковым входом располагает точку входа жидкости сбоку насоса, над зоной скопления песка. Это предотвращает скопление песка вокруг заклинившего клапана и блокировку движения плунжера.
Увеличенная длина плунжера распределяет абразивный износ по большей площади контакта плунжера с корпусом. Вместо того чтобы концентрировать износ на коротком участке плунжера, большая площадь контакта снижает удельный износ и увеличивает время до того, как увеличение зазора снизит эффективность насоса ниже экономического порога. В высокопесчаных пластах это конструктивное отличие напрямую приводит к измеримому увеличению срока службы насоса.
Толстостенная вставка RXB: стабильность при внутрискважинном давлении
Конструкция вставного насоса RXB разработана с учетом конкретной задачи поддержания стабильности размеров ствола при длительном воздействии высоких перепадов давления, характерных для скважин средней и большой глубины.
В стандартном одностенном стволе на большой глубине циклическая нагрузка давлением — повышение до полного перепада давления при движении вниз и возвращение к почти нулевому значению при движении вверх — вызывает небольшое изгибание стенки ствола при каждом ходе. Этот эффект «дыхания» создает микроразмерные изменения в канале ствола, которые постепенно нарушают посадку плунжера и ствола и ускоряют износ на концах ствола, где градиенты давления наиболее крутые.
Толстостенный ствол в конструкции RXB уменьшает амплитуду этой циклической деформации за счет повышения сопротивления стенки ствола радиальной нагрузке давления. Неподвижная конструкция дна устраняет эффект «дыхания» в основании ствола — месте, наиболее уязвимом для размерной нестабильности, — повышая эксплуатационную стабильность более чем на 30% по сравнению со стандартными конструкциями стволов в эквивалентных условиях скважины.
Все компоненты трубопровода насоса RXB изготовлены из нержавеющей стали с износостойким покрытием. Данная спецификация материала учитывает механизм коррозии, усугубляющий механический износ в средах добываемой жидкости, содержащих H₂S, CO₂ или пластовую воду с высоким содержанием хлоридов. Сочетание стабильности размеров и коррозионной стойкости обеспечивает срок службы в один-три раза больше, чем у традиционных конструкций в тех же условиях скважины, что приводит к существенному снижению частоты капитального ремонта и связанных с ним затрат.
Конструкция RXB рассчитана на развертывание на глубине до 10 000 футов (приблизительно 3050 метров), что охватывает диапазон глубин большинства продуктивных наземных нефтяных месторождений по всему миру.
Паровой термический насос для впрыска: работа там, где электроника невозможна.
Операции по термической рекуперации, включая циклическую паровую стимуляцию и гравитационный дренаж с использованием пара, создают в скважине температурные условия, превышающие эксплуатационные пределы большинства компонентов системы подъема. Обмотки электродвигателей погружных насосов начинают изнашиваться при температуре выше 250°F (121°C). Стандартные эластомерные уплотнения во многих компонентах системы заканчивания скважин имеют аналогичные температурные пределы.
Конструкция насоса для рекуперации тепла решает эту проблему за счет механической связи, которая синхронизирует движение плунжера с циклом впрыска пара без использования каких-либо электронных или эластомерных компонентов в скважине. Когда колонна насосных штанг поднимается на заданный шаг, плунжер поднимается, соединяя путь впрыска пара через уплотнительную трубу с эксплуатационной трубой — это чисто механическое действие, не требующее датчиков, электроники и термочувствительных материалов в потоке.
Материал, обеспечивающий работоспособность данной конструкции в условиях активной подачи пара, — это втулка из сплава Inconel 625, используемая в паровом канале. Inconel 625 — это никель-хром-молибденовый сплав, разработанный для применений, требующих стабильной работы при экстремальных температурах. Он используется в компонентах горячей части реактивных двигателей, внутренних элементах ядерных реакторов и гибких стояках для глубоководных работ. Его устойчивость к окислению и коррозии при повышенных температурах позволяет ему выдерживать непрерывную обработку паром при температуре 350°C (662°F) без ухудшения размеров.
Полевые испытания на нефтяном месторождении Ляохэ в главном регионе добычи тяжелой нефти на северо-востоке Китая подтвердили, что коэффициент сохранения сухости пара составляет 85% и выше на протяжении всего цикла закачки пара, что означает, что конструкция насоса не снижает тепловую эффективность процесса извлечения.
Двухслойный ствол для глубоких скважин: обеспечение точности на большой глубине.
По мере увеличения глубины добычи сверх 2600 метров (приблизительно 8500 футов) механические нагрузки на ствол насоса существенно возрастают. Гидростатическая разница давлений на стенках ствола увеличивается, нагрузка на штанги возрастает, а любая нестабильность размеров в канале ствола приводит к непропорциональным потерям эффективности, поскольку поднимаемый столб жидкости становится длиннее и тяжелее.
Двухслойная конструкция ствола насоса решает эту проблему за счет внутренней и внешней структуры, которая распределяет радиальные нагрузки более эффективно, чем однослойная конструкция. Внутренний ствол, изготовленный с жесткими допусками для прямого контакта с плунжером, поддерживается внешним стволом, который обеспечивает структурную жесткость при длительной работе в условиях высоких перепадов давления в глубоких скважинах. Такая конфигурация сохраняет целостность размеров канала в условиях, когда однослойный ствол демонстрировал бы измеримые деформации.
Конструкция насоса для глубоких скважин рассчитана на глубину от 2600 до 3500 метров, что охватывает производственный горизонт многих зрелых глубоких наземных пластов.
Типичные эксплуатационные проблемы: что они означают и как на них реагировать.
Понимание принципа работы насоса позволяет выявлять проблемы, возникающие при его неисправности.
Газовая пробка: тихий убийца производства
Газовая пробка возникает, когда свободный газ в цилиндре насоса препятствует открытию рабочего клапана при движении вниз. Газ сжимается и расширяется, не вытесняясь вверх, и насос ничего не производит, несмотря на то, что поверхностный блок продолжает движение. На динамометрической карте отображается округлая, постепенно изменяющаяся картина нагрузки без резких переходов, характерных для нормальной работы с жидкостью.
В качестве немедленной меры часто предлагается замедлить работу насоса — это даст больше времени за один ход поршня для выхода газа вокруг клапана — или установить газовый якорь под впускным отверстием насоса, чтобы отделить газ от жидкости до того, как он попадет в насос. Постоянным решением для скважин с устойчиво высоким газонефтяным соотношением является описанная выше конструкция противогазового насоса.
Фунт жидкости: нагрузка на каждый компонент
Удар жидкости возникает, когда бочка заполнена не полностью — в состоянии, когда насос выключен — и поршень достигает поверхности жидкости до конца хода поршня вниз. Внезапный удар поршня о жидкость вызывает гидравлический удар, который проявляется в виде резкого скачка нагрузки на участке хода поршня динамометрической карты и в виде слышимого стука от насосного домкрата.
Повторяющиеся колебания уровня жидкости ускоряют усталость в местах соединения штанг, повреждают внутренние детали насоса и могут привести к выходу из строя муфт в колонне штанг. Стандартным инструментом управления являются контроллеры отключения насоса, которые обнаруживают неполное заполнение с помощью датчиков нагрузки или движения и автоматически снижают частоту ходов, позволяя стволу насоса наполняться между ходами. В долгосрочной перспективе колебания уровня жидкости указывают на несоответствие между рабочим объемом насоса и притоком в скважину, что требует изменения размеров насоса или корректировки параметров хода.
Износ и утечки клапанов: постепенная, незаметная потеря эффективности.
Изношенные или поврежденные клапаны пропускают жидкость обратно через седло обратного клапана при каждом ходе поршня. Утечка из неподвижного клапана позволяет жидкости течь обратно из ствола в затрубное пространство скважины при ходе вниз, уменьшая суммарное вытеснение вверх. Утечка из подвижного клапана позволяет потоку жидкости течь обратно через плунжер при ходе вверх, уменьшая подъемную силу и суммарную подъемную силу.
Оба режима отказа клапанов отображаются на динамометрической карте как изменения в характере нагрузки — снижение пиковой нагрузки при подъеме для проблем с подвижным клапаном, снижение минимальной нагрузки при опускании для проблем с неподвижным клапаном, — но они часто происходят постепенно и их легко упустить из виду, пока производительность заметно не снизится. Регулярный мониторинг динамометрической карты, ежемесячно или ежеквартально, является стандартным методом обнаружения износа клапанов до того, как он выйдет из строя.
Часто задаваемые вопросы
В: На какой глубине может находитьсянасос с вакуумным насосомэффективно ли работать?
A: Стандартные насосы API с вставным креплением эффективны на глубине примерно до 14 000 футов (4270 метров) в обычных конфигурациях. Специальные конструкции для глубоких скважин с двухслойной ствольной коробкой разработаны специально для диапазона глубин от 2600 до 3500 метров (примерно от 8500 до 11500 футов), где конструкции с однослойным стволом начинают демонстрировать нестабильность размеров при длительном воздействии высокого перепада давления. На глубине более 15 000 футов вес бурильной колонны и усталостная нагрузка обычно делают другие методы подъема более практичными.
В: Какова нормальная эффективность насоса, и как узнать, не слишком ли она низкая?
А: Объемная эффективность насоса — отношение фактической производительности к теоретическому максимальному объему вытеснения — обычно составляет от 70% до 90% в хорошо оптимизированных установках. Эффективность ниже 60% обычно указывает на проблему, требующую исследования: газовые помехи, снижающие заполнение резервуара, износ клапанов, приводящий к обратному потоку, износ зазора между плунжером и резервуаром, выходящий за пределы допустимого диапазона, или несоответствие размеров насоса притоку в скважину. Данные, полученные с помощью наземного динамометра, являются основными диагностическими данными для определения того, какая из этих проблем является причиной.
В: Как часто следует проверять или заменять компоненты насоса?
А: В скважинах с чистой жидкостью, работающих в пределах проектных параметров, клапаны насоса и зазор между плунжером и насосом можно ежегодно проверять с помощью динамометрического анализа без демонтажа насоса. В скважинах с песком, коррозионными жидкостями или высокими рабочими температурами интервалы проверки следует сокращать в зависимости от наблюдаемых тенденций добычи. Если добыча снижается на 15–20% от базового уровня насоса без соответствующего изменения притока в пласт, необходим демонтаж и проверка. Наиболее распространенными являются износ клапанов и зазор между плунжером и стволом насоса.
В: Может ли штанговый насос одновременно перекачивать газ и песок?
А: Стандартный насос не может надежно справляться с обоими условиями. Специальные конструкции насосов, сочетающие в себе геометрию бокового маслозабора конфигурации для контроля песка с механической противогазовой клапанной конструкцией, позволяют одновременно решать обе задачи. Ключевым требованием является точная характеристика скважинной жидкости — данные о содержании песка, измерения газонефтяного отношения и анализ состава жидкости — до выбора типа насоса, а не после первого отказа насоса.
В: Какое техническое обслуживание требуется для поверхностного насосного агрегата?
A: Для работы поверхностного блока требуется регулярная смазка редуктора, подшипников балансирной балки и подшипников кривошипно-шатунного пальца; периодическая проверка противовеса относительно фактической нагрузки на полированный шток (измеряемой динамометром); замена сальникового уплотнения по мере его износа или появления протечек; и периодическая структурная проверка стойки, балки и основания Samson на предмет усталостных трещин. Большая часть этих работ может быть выполнена стандартными инструментами полевой бригады без специального оборудования. Измерение нагрузки на полированный шток с помощью динамометра является наиболее ценным мероприятием по техническому обслуживанию, поскольку оно предоставляет базовые данные, необходимые для интерпретации состояния скважинного насоса с течением времени.
Заключение
Оннасос с вакуумным насосомЭто не простая машина. Это механическая система, работающая в двух физически разделенных средах — на поверхности и в скважине — соединенных передающим элементом, который не является ни жестким, ни невесомым, в условиях циклической нагрузки, перепада давления, абразивной жидкости и воздействия химических веществ, при частоте циклов, которая в сумме составляет более пяти миллионов ходов в год при откачке из скважины со скоростью десять ходов в минуту.
Примечательно то, что этот метод обеспечивает надежность, экономичность и уровень диагностической прозрачности, недостижимый для других методов искусственного подъема нефти. Динамометрическая карта, создаваемая на поверхности с помощью стандартного полевого оборудования, позволяет в режиме реального времени отслеживать работу насоса в скважине и принимать решения по техническому обслуживанию до того, как проблемы перерастут в отказы.
Разработка специализированных конструкций насосов для работы в условиях повышенного содержания газа, песка, тяжелой нефти, высоких температур и глубоких скважин значительно расширила диапазон эффективного подъема штанги. Это не просто постепенные усовершенствования — это специально разработанные решения для конкретных видов отказов, которые возникают в сложных условиях скважин при работе стандартных насосов, изготовленных в соответствии со стандартами API 11AX и ISO 9001, определяющими профессиональное качество нефтепромыслового оборудования.
Понимание принципа работы насоса — цикла хода, механики клапана, эффектов упругости штока, диагностических признаков — является основой для принятия более обоснованных решений о выборе насоса, оптимизации рабочих параметров и планировании технического обслуживания. Именно это понимание, примененное к правильной конструкции насоса для конкретных условий каждой скважины, отличает установку, которая работает годами, от той, которая выходит из строя через несколько месяцев.