Как выбрать штанговый насос для скважины Сэнди-Уэллс

Проверенное на практике техническое руководство для инженеров-нефтяников и специалистов по закупкам, которые устали преждевременно демонтировать насосы и готовы что-то с этим сделать.

Введение: Песок губит насосы. Неправильно подобранный насос выходит из строя быстрее.

Зайдите на любое совещание инженеров-технологов на действующем нефтяном месторождении в Пермском бассейне, на месторождении Ляохэ на северо-востоке Китая или в нефтеносных поясах Румынии и упомяните, что средний срок службы вашего насоса составляет четыре месяца, и вы увидите зал, полный людей, которые сразу понимают проблему. Они сталкивались с ней на собственном опыте. Выброс песка — это не узкоспециализированная проблема, характерная только для плохо обустроенных скважин, — это одна из самых распространенных и экономически разрушительных проблем в системах искусственного подъема нефти, затрагивающая сотни тысяч скважин по всему миру.

Данные однозначны. Во многих пластах, подверженных выносу песка, преждевременный выход насосов из строя из-за абразивного износа составляет 40–60% всех незапланированных ремонтов. Если учесть время работы буровой установки, оцениваемое в 25 000–80 000 долларов в день, отложенную добычу во время цикла демонтажа-ремонта-эксплуатации, а также совокупные затраты на оборудование недостаточной мощности или неправильно подобранное оборудование, то экономические аргументы в пользу правильного выбора насоса с первого раза становятся неопровержимыми.

Печальная реальность — та, которая неоднократно поднимается на форумах по нефтепромысловой инженерии, в сообществах вопросов и ответов по нефтегазовой инженерии и в статьях об опыте операторов, занимающих высокие позиции в поисковой выдаче, — заключается в том, что большинство преждевременных отказов в песчаных скважинах вызваны не неисправными насосами. Они вызваны правильно изготовленными насосами, рассчитанными на неправильные условия эксплуатации. Насос выполнял именно то, для чего был предназначен; просто он не был рассчитан на ту работу, которую от него требовали.

Данное руководство призвано восполнить этот пробел. Оно конкретно рассматривает проблему выбораШтанговый насосДля скважин со значительным пескообразованием — от понимания точных механизмов отказов до работы в соответствии со спецификацией API 11AX и выбора материалов и конфигурации, которые продлевают срок службы с месяцев до лет. В итоге вы получите систематизированную, проверенную на практике систему для выбора подходящего насоса для условий вашей скважины, подкрепленную техническими стандартами и критериями квалификации поставщиков, которые отличают удачную покупку от дорогостоящей ошибки.

Часть первая: Почему песок отличается от всех других производственных задач

Как песок на самом деле разрушаетШтанговый насос

Чтобы выбрать подходящий насос, необходимо точно понимать, как песок вызывает поломки — не просто то, что песок плох, а конкретные физические механизмы, которые приводят к износу и определяют, какие конструкции насосов долговечны, а какие нет.

Подземная ямаШтанговый насосПринцип работы заключается в возвратно-поступательном движении точно подогнанного плунжера внутри цилиндрического ствола. Зазор между наружным диаметром плунжера и внутренним диаметром ствола — обычно от 0,001 до 0,005 дюйма с каждой стороны в зависимости от класса эксплуатации — не случаен. Он является результатом инженерных компромиссов между объемной эффективностью (малый зазор = меньшая утечка жидкости = более высокая эффективность) и механическими допусками для условий скважины (меньший зазор = более высокий риск образования песчаных заторов и заклинивания плунжера).

Разрушение, вызванное песком, происходит по трем основным путям:

Путь 1: Абразивный износ (наиболее распространенный). Частицы песка — наиболее разрушительные из которых находятся в диапазоне 50–200 микрон — попадают в зазор между плунжером и корпусом. При возвратно-поступательном движении плунжера эти частицы действуют как абразивный материал, удаляя материал с обеих поверхностей при каждом ходе. При 8 ходе в минуту насос совершает примерно 4,2 миллиона циклов в год. Расчеты суммарного абразивного повреждения весьма сложны. Хромированные поверхности корпуса, которые являются стандартными для большинства насосов общего назначения, имеют твердость приблизительно 58–65 ХРК — впечатляющий показатель почти по любым меркам, но все же мягче кварцевого песка (по шкале Мооса 7, что эквивалентно примерно 80–90 ХРК). Если вы используете хромированный насос в скважине, добывающей кварцевый песок, вы используете насос, корпус которого подвергается абразивному износу частицами, более твердыми, чем его собственное защитное покрытие.

Путь 2: Застревание песка и заклинивание. В насосах с малым зазором (№ 1 или № 2) частицы песка, немного превышающие размер кольцевого зазора, застревают между плунжером и стенкой ствола, образуя механический мостик. При следующем ходе поршня нагрузка, необходимая для перемещения плунжера через этот мостик, может срезать частицы с поверхности ствола или, что еще хуже, полностью заклинить плунжер. Заклинивание плунжера в скважине — это не просто неудобная поломка: наземный насосный агрегат может не суметь освободить его без значительного усилия, что потенциально может повредить колонну штанг, обсадную трубу или и то, и другое.

Путь 3: Эрозия клапана. Шаровые запорные узлы подвергаются воздействию высокоскоростного потока жидкости при каждом ходе поршня. В скважинах с чистой жидкостью это управляемо; жидкостная пленка смягчает контакт между шаром и седлом. В скважинах с большим количеством песка каждый миллилитр жидкости, проходящий через клапан, переносит абразивные частицы с высокой скоростью. Шаровые запорные узлы из хромистой стали (440-C) обычно демонстрируют измеримый износ в течение нескольких недель в условиях добычи с высоким содержанием песка. Как только поверхность седла становится шероховатой или шар теряет свою точную сферическую геометрию, клапан теряет способность к герметизации, объемная эффективность падает, и эффективная добыча снижается — часто еще до того, как износ корпуса и плунжера становится заметным.

Масштаб проблемы: с чем сталкиваются операторы на местах.

Обсуждения в сообществах инженеров-нефтяников и на форумах операторов нефтяных месторождений неизменно показывают, что отказы насосов, связанные с попаданием песка в скважину, диагностируются и регистрируются недостаточно часто. Из наблюдений опытных инженеров в полевых условиях вырисовываются несколько закономерностей:

В наших скважинах с высоким содержанием песка мы демонтировали насосы каждые 90-120 дней. Когда мы наконец точно определили причину поломки — сначала всегда начиналась эрозия клапана, затем износ корпуса — мы изменили характеристики клапана, и интервал между демонтажами немедленно увеличился до восьми месяцев без каких-либо изменений в корпусе насоса.

Самая большая ошибка, которую я вижу у начинающих инженеров в нашей области, — это указание минимального зазора, потому что они хотят высокой объемной эффективности. Невозможно добиться высокой объемной эффективности от заклинившего насоса. В песчаных скважинах нужно дать песку место для выхода.

Мы три года боролись с преждевременными поломками, пока кто-то наконец не предложил отправить изношенные компоненты насоса в металлургическую лабораторию для анализа причин отказов. Результаты показали: образование песчаных заторов на плунжерах с малым зазором, усугубленное эрозией седла из хромированной стали. Обе проблемы можно было решить изменением технических характеристик. Мы просто задавали не те вопросы.

Эти наблюдения, полученные в полевых условиях, согласуются с данными технической литературы: в скважинах, подверженных выносу песка, наиболее важными решениями, касающимися технических характеристик, являются зазор между поршнем и головкой, толщина стенки ствола, материал клапана и обработка поверхности плунжера — примерно в таком порядке они влияют на срок службы скважины.

Часть вторая: API 11AX Рамки для приложений, использующих скважину Сэнди.

Что охватывает стандарт API 11AX — и что он оставляет на усмотрение инженера.

Спецификация API 11AX, Спецификация для подземных сооруженийШтанговый насосВ разделе «Узел, компоненты и фитинги» устанавливаются размерные стандарты, минимальные требования к материалам и требования к испытаниям, определяющие, что представляет собой стандартизированный продукт.Штанговый насосЭто основополагающий документ для любых технических условий на насосы, и каждый насос, используемый в серьезных нефтепромысловых задачах, должен быть изготовлен обладателем лицензии на производство насосов, соответствующих стандарту API 11AX.

Однако стандарт API 11AX устанавливает минимальные, а не максимальные значения. Стандарт определяет минимально допустимую твердость материала и допуски по размерам — он не предписывает оптимальные конфигурации для конкретных условий скважины. Выбор класса зазора, толщины стенки ствола, материала клапана и обработки поверхности плунжера для скважины с высоким содержанием песка — это инженерное решение, которое должно приниматься не только в соответствии с простыми требованиями API.

Для покупателей это различие имеет огромное значение. Насос, соответствующий минимальным требованиям API 11AX, но имеющий зазор № 1, клапаны из хромированной стали и стандартный тонкостенный корпус, быстро выйдет из строя в скважине для добычи песка — не потому, что это дефектный насос, а потому, что спецификация была неправильной для данного применения. И наоборот, насос, имеющий соответствующую требованиям API толстостенную конструкцию, клапаны из карбида вольфрама и соответствующий зазор, может обеспечить значительно больший срок службы от того же производителя.

Выбор типа насоса для песчаных скважин: вставной или трубный.

Для большинства скважин, добывающих песок, вставные насосы (штанговые насосы) имеют структурное и эксплуатационное преимущество перед трубными насосами, которое выходит за рамки простого технического предпочтения: в скважинах с песчаным грунтом насосы меняются чаще, чем в скважинах с чистым грунтом, а возможность извлечения насоса с помощью штангового насоса без извлечения труб является существенным экономическим преимуществом.

Трубный насос обеспечивает больший возможный диаметр обсадной трубы при заданном размере обсадной трубы — это реальное преимущество в добыче. Но если вы меняете этот насос каждые четыре месяца из-за износа от песка, то затраты на извлечение трубной колонны при каждом капитальном ремонте почти всегда будут превышать выгоду от увеличения диаметра обсадной трубы. Детальное экономическое моделирование этого компромисса неизменно показывает преимущество вставных насосов в скважинах со значительным выносом песка, за исключением случаев, когда скважина настолько мелкая, а трубная колонна настолько короткая, что извлечение труб не намного дороже, чем извлечение штангового насоса.

Среди типов вставных насосов, соответствующих стандарту API 11AX, для песчаных скважин предпочтительны следующие типы:

Толстостенный ствол (серия H) обеспечивает примерно на 30–50% большую толщину стенки, чем тонкостенный ствол того же номинального диаметра. Это напрямую приводит к увеличению срока службы до полного износа стенки ствола, а в скважине, предназначенной для добычи песка, толщина стенки ствола является основной защитой от преждевременной замены.

Часть третья: Важные решения по техническим характеристикам проекта Сэнди Уэллс

1. Зазор между поршнем и стволом: ошибка в этом аспекте обходится дороже всего.

Выбор оптимального зазора для песчаной скважины — это наиболее важное решение во всем процессе проектирования, и именно его чаще всего принимают неправильно инженеры, которые по умолчанию выбирают стандартные параметры, не оценив условия скважины.

Стандарт API 11AX выделяет четыре класса допуска:

В случае песчаных скважин инстинктивное стремление к уменьшению зазора для достижения большей объемной эффективности совершенно ошибочно. Потеря объемной эффективности из-за зазора № 3 или № 4 — обычно 3–8% — компенсируется небольшими корректировками частоты хода или размера насоса. Однако затраты на заклинивший плунжер, демонтаж и связанные с этим задержки добычи не компенсируются. В скважине, добывающей 100 фунтов песка в день или более, зазор № 3 следует рассматривать как минимальную спецификацию; зазор № 4 следует серьезно оценить.

Логика проста: зазор № 4 обеспечивает частицам песка путь для прохождения через затрубное пространство и выхода вместе с добываемой жидкостью, вместо того чтобы застревать и вызывать образование мостиков или измельчение. Вы жертвуете небольшой частью эффективности, чтобы дать песку куда-то деваться. В скважинах с распределением частиц по размерам, смещенным в сторону диапазона 100–300 микрон — что характерно для песчаниковых коллекторов с плохо консолидированными пластами — этот компромисс обеспечивает значительно больший срок службы.

Практическое правило принятия решений: если анализ добываемой воды или отбор проб песка из скважины показывают стабильное содержание песка более 0,5% по объему, или если вы добываете нефть из неконсолидированного песчаникового пласта, не следует указывать зазор ниже № 3 без документально подтвержденного инженерного обоснования.

2. Конструкция ствола: утолщение стенок обязательно.

В песчаных скважинах основной изнашиваемой поверхностью является ствол насоса. Как только абразивный износ песка превысит верхний предел допустимого отклонения для заданного класса зазоров, насос быстро теряет объемную эффективность и его необходимо демонтировать. Единственный способ продлить время до достижения этого порога — использовать больше материала, то есть сделать стенки ствола толще.

Стволы с толстыми стенками (РГ/РГА) обеспечивают дополнительный запас прочности, необходимый для работы в песчаных скважинах. Сочетание максимальной толщины стенки с соответствующей обработкой внутренней поверхности создает наиболее прочную конструкцию ствола, доступную в рамках стандарта API 11AX.

При обработке внутренней поверхности стволов, предназначенных для работы в песчаных средах, иерархия износостойкости следующая:

1. Вставка из карбида вольфрама (Туалет) — максимальная износостойкость; твердая металлическая вставка внутри несущей внешней оболочки. Используется в самых сложных условиях работы с песком.

2. Хромирование поверх никеля — стандартная модернизация по сравнению с обычным хромированием; никелевый слой улучшает адгезию и обеспечивает определенную степень коррозионной стойкости под хромированной износостойкой поверхностью.

3. Твердое хромирование (стандартное) — подходит для песка средней плотности; базовый вариант для большинства применений в насосах с вставным креплением.

4. Азотированная поверхность — более дешевая обработка для поверхностного упрочнения; подходит для участков с прерывистым песчаным заполнением, не рекомендуется для участков с непрерывным песчаным заполнением.

3. Обработка поверхности поршня: важнейший партнер ствола

Корпус и плунжер образуют сопряженную, подверженную износу пару — выход из строя любого из элементов приводит к замене насоса. В условиях работы на песчаных грунтах покрытие или обработка поверхности плунжера должны соответствовать твердости и качеству поверхности корпуса, чтобы предотвратить преимущественное истирание одного компонента другим.

Напыляемое покрытие из карбида вольфрама (ТК) является золотым стандартом для плунжеров скважин, работающих в песчаных условиях. Наносимое методом высокоскоростного кислородно-топливного термического напыления (HVOF), покрытие из карбида вольфрама обеспечивает твердость поверхности в диапазоне 70–75 ХРК — значительно выше, чем у большинства абразивных пластовых песков, включая кремнезем (кварц). Плунжер с покрытием из карбида вольфрама, работающий с соответствующим образом закаленным стволом, может обеспечить значительно увеличенный срок службы в условиях работы с песчаными отложениями. Данные полевых исследований в нескольких нефтепромысловых бассейнах неизменно показывают, что плунжеры с покрытием из карбида вольфрама служат в 2–5 раз дольше, чем хромированные аналоги, при непрерывной работе в песчаных условиях.

Керамическое плазменное напыление (обычно на основе оксидов алюминия, титана или хрома) обеспечивает максимальную устойчивость к сочетанию абразивного воздействия песка и коррозионных жидкостей — это особенно ценно для скважин с пескообразованием и содержанием H₂S или CO₂. Керамические покрытия более хрупкие, чем термокомпозитные, и требуют бережного обращения во время нанесения, но их эксплуатационные характеристики в условиях агрессивной среды делают их предпочтительным вариантом для самых требовательных скважин.

Твердость плунжера должна соответствовать твердости ствола с точностью примерно до 5–10 ХРК. Использование очень твердого плунжера (ТК, 72 ХРК) против мягкого ствола (азотированного, 60 ХРК) приведет к преимущественному износу ствола — ситуация, которая не лучше, чем использование мягкого плунжера, а в некоторых отношениях даже хуже, поскольку характер разрушения ствола может быть менее очевиден при визуальном осмотре.

4. Модернизация клапанного узла: Спецификация, которую чаще всего пропускают.

Пожалуй, наиболее недооцененным решением при закупке насосов для песчаных скважин является выбор материала для клапанов. Клапанные узлы — шар и седло — обычно закупаются в соответствии с базовой спецификацией, если только инженер или покупатель явно не запросит модернизацию. В скважинах с чистой водой это упущение не представляет опасности. В песчаных скважинах это может стать основной причиной выхода насоса из строя.

Шаровые и седловые узлы из хромированной стали (нержавеющая сталь 440-C) подходят для работы с чистыми жидкостями и широко используются в качестве стандартной спецификации. Однако их твердость поверхности (приблизительно 58–60 ХРК после термообработки) недостаточна для непрерывной работы в условиях воздействия песка. Частицы песка, движущиеся с высокой скоростью, разъедают контактную поверхность седла и делают поверхность шара шероховатой, разрушая геометрию уплотнения в течение нескольких недель или месяцев в агрессивных средах.

Шарики и седла из карбида вольфрама (Туалет) обеспечивают существенное увеличение срока службы клапанов в песчаных скважинах. Твердость Туалет (обычно 85–90 ХРК) делает эти компоненты значительно тверже большинства абразивных песков. Точно притертая уплотнительная поверхность сохраняет свою геометрию при ударах частиц. Опыт эксплуатации неизменно показывает, что клапанные узлы из карбида вольфрама служат в 3–5 раз дольше, чем из хромистой стали, в условиях непрерывной работы в песчаных условиях.

Экономическое обоснование простое: комплекты передвижных клапанов увеличивают стоимость каждого комплекта примерно на 200–500 долларов при покупке. В скважине, добывающем значительное количество песка, комплект из хромированной стали может потребовать замены каждые 90–120 дней; комплект передвижных клапанов обычно работает 12–18 месяцев в одном и том же режиме эксплуатации. В скважине с двумя комплектами клапанов (передвижной + неподвижный) первый длительный срок службы позволяет сэкономить 10 000–25 000 долларов на ремонтных работах — окупаемость инвестиций измеряется не годами, а не неделями.

Для самых экстремальных условий эксплуатации в комбинированных абразивно-коррозионных средах доступны шариковые узлы из керамики (нитрид кремния или диоксид циркония). Их твердость сопоставима с твердостью карбида вольфрама (Туалет), а дополнительным преимуществом является превосходная химическая инертность — это особенно актуально в средах с высоким содержанием H₂S или CO₂, где связующие вещества на основе Туалет могут быть подвержены коррозии.

5. Конструкция газового якоря: в песчаных скважинах также часто возникают проблемы с газонефтяным соотношением.

Во многих песчаниковых пластах — особенно в слабоуплотненных формациях, склонных к выносу песка — газонефтяное соотношение также повышено по сравнению с более прочными, хорошо цементированными формациями. Это создает дополнительную сложность при разработке технических условий: инженер должен одновременно учитывать как абразивный износ песка, так и воздействие газа.

Правильно спроектированный и рассчитанный по размеру газовый якорь, расположенный перед стоячим затвором, необходим в любой скважине, где газонефтяное соотношение превышает 200 стандартных кубических футов/баррель и присутствует вынос песка. Газовый якорь использует гравитационную сепарацию для высвобождения свободного газа из добываемой жидкости до того, как она попадет в ствол насоса, что значительно снижает потери объемной эффективности из-за газового загрязнения и предотвращает газовую пробку.

Ошибка, которую следует избегать при выборе размера газового якоря: многие операторы устанавливают газовые якоря недостаточного размера или используют универсальный якорь, независимо от фактического газонефтяного отношения (ГНО). При выборе размера газового якоря необходимо учитывать расход жидкости, ГНО, плотность жидкости и глубину установки. В условиях высокого ГНО газовый якорь недостаточного размера мало чем лучше, чем его отсутствие.

Часть четвертая: Руководство по выбору параметров — РекомендацииТехнические характеристики в зависимости от степени заноса песка

Используйте следующую схему для сопоставления технических характеристик с классом песчаной инфильтрации. Оценка песчаной инфильтрации проводится на основе анализа проб песка из попутной воды, данных керна пласта и истории добычи из аналогичных скважин.

Песок для песчаных работ (0,1–0,5% песка по объему, мелкий зернистый, <50 микрон)

Песок средней жесткости (0,5–2% песка по объему, смешанный размер зерен 50–150 микрон)

Эксплуатация в условиях суровых песчаных условий (2% по объему, крупнозернистость 150 микрон или несцементированные породы).

Часть пятая: Распространенные ошибки, сокращающие срок службы насосов в Сэнди-Уэллс

Ошибка 1: Указание минимального зазора для максимальной эффективности использования объема.

Это самая распространённая ошибка в технических характеристиках насосов для песчаных скважин, и она с поразительной регулярностью встречается в инженерных обсуждениях и отчётах о расследовании отказов. Логика кажется разумной — меньший зазор уменьшает утечку жидкости мимо плунжера, повышая объёмную эффективность и, следовательно, производительность. В условиях работы с чистой жидкостью эта логика верна. В условиях работы с песчаными породами это путь к преждевременному выходу из строя.

Зазор между поршнями № 1 или № 2 не допускает попадания частиц песка размером 50–150 микрон, которые повсеместно встречаются в добываемом песке. Эти частицы проникают в кольцевое пространство и образуют перемычки, механическую блокировку и концентрированное истирание в точке перемычки. В результате происходит асимметричный износ ствола, повреждение поверхности плунжера, а в худших случаях — заклинивание плунжера, требующее экстренного извлечения штока.

Корректирующие действия: В любой скважине с подтвержденным выносом песка начинайте с зазора № 3. Переходите к № 4, если объемная доля песка превышает 1% или если ваш пласт содержит крупнозернистый песок. Примите снижение объемной эффективности на 3–6% как цену защиты.

Ошибка 2: Покупка стандартных клапанных узлов из хромированной стали без предварительного анализа.

Стандартная спецификация клапанов для большинства стандартных насосов предусматривает использование шаров и седел из нержавеющей стали 440-C (хромовой стали). Это связано с тем, что хромовая сталь подходит для большинства условий эксплуатации и является самым дешевым вариантом. В песчаных скважинах она не подходит, и переход на карбид вольфрама технически очевиден и экономически выгоден, если честно оценить цифры.

Меры по исправлению ситуации: Сделайте использование карбида вольфрама обязательным минимумом для клапанных узлов в любой скважине с подтвержденным выносом песка. Если ваш поставщик не предлагает клапаны с карбидом вольфрама, рассматривайте это как вопрос квалификации.

Ошибка 3: Использование тонкостенного бурового ствола в песчаной скважине для экономии средств.

Разница в цене между тонкостенным (RW) и толстостенным (РГ) стволом с одинаковым номинальным диаметром и конфигурацией обычно невелика — часто составляет 8–15% от общей стоимости насоса. При стоимости капитального ремонта в 30 000–80 000 долларов эта разница экономически незначительна. Тем не менее, закупочные группы, испытывающие давление со стороны цен, часто выбирают тонкостенные стволы для снижения себестоимости единицы продукции, а затем несут дополнительные незапланированные расходы на капитальный ремонт в течение того же календарного года.

Меры по устранению неполадок: В любой песчаной скважине толстостенная кладка (из песчаника или золы от сжигания золы) должна рассматриваться как стандартная спецификация, а не как модернизация. Дополнительные затраты следует заложить в бюджет как профилактическое техническое обслуживание.

Ошибка 4: Игнорирование различий в интенсивности песчаных отложений между скважинами на одном и том же месторождении.

Доля песка в пласте сильно варьируется на уровне отдельных скважин, даже в пределах одного и того же пласта. Скважины, обустроенные в разных местах внутри песчаной линзы, на разной глубине в пределах продуктивного интервала или с использованием различных методов обустройства (перфорация, гравийная обсыпка, гидроразрыв пласта), могут иметь существенно различную концентрацию песка. Операторы, которые указывают единую конфигурацию насосов для всех скважин на месторождении, перепроектируют одни скважины и недостаточно защищают другие.

Корректирующие действия: Провести плановый анализ проб песчаной крошки попутной воды на уровне скважины. Классифицировать каждую скважину индивидуально по степени песчанистости и применить соответствующую таблицу спецификаций. Дополнительные затраты времени на проектирование минимальны по сравнению с экономией средств за счет целенаправленной модернизации материалов.

Ошибка 5: Игнорирование совместимости насоса и уплотнительного узла при заканчивании скважин с высоким содержанием песка.

Насосы с вставным креплением устанавливаются в посадочный ниппель — гнездо, устанавливаемое в колонне труб, которое принимает и удерживает посадочное место насоса (нижнюю чашку, верхнюю чашку или механическую защелку). Образование песка создает отложения вокруг посадочных ниппелей, которые могут препятствовать правильной посадке насоса или значительно затруднять его извлечение. Плохо установленные насосы также демонстрируют снижение объемной эффективности из-за утечки через перепускной канал в месте соединения с посадочным местом.

Меры по устранению неисправности: При выборе насосов для песчаных скважин убедитесь в совместимости ниппеля с типом посадочного узла насоса и включите в протокол монтажа и ремонта процедуру промывки для очистки ниппеля перед запуском нового насоса. Этот этап процедуры увеличивает время монтажа менее чем на 30 минут и устраняет распространенную причину преждевременного снятия насоса.

Ошибка 6: Закупка у несертифицированных поставщиков для снижения себестоимости единицы продукции.

Привлекательность более дешевых насосов от нелицензированных или недостаточно проверенных поставщиков реальна в условиях крупных закупок. Риск также реален и часто плохо поддается количественной оценке, пока расследование причин отказа не выявит причину быстрого износа — материалы, не соответствующие техническим требованиям, или допуски по размерам. Труба, соответствующая номинальным параметрам диаметра, но имеющая недостаточную адгезию хромового покрытия, будет демонстрировать ускоренный износ в течение доли ожидаемого срока службы — и характер отказа может выглядеть идентично «скважина производит слишком много песка», если металлургическая лаборатория не исследует изношенные компоненты.

Меры по исправлению ситуации: Установить стандарт квалификации поставщика, требующий наличия действующей лицензии API 11AX, подтвержденной способности предоставлять протоколы испытаний материалов и записи о контроле размеров, а также, по возможности, квалификации от крупного оператора или международной сервисной компании. Используйте онлайн-базу данных API (API.org) для проверки текущего статуса лицензии перед каждой крупной покупкой. Истекший срок действия лицензии не является административной формальностью — это означает, что производитель больше не подлежит регулярным проверкам качества сторонними организациями.

Ошибка 7: Неспособность контролировать и анализировать вышедшие из строя компоненты насоса.

Пожалуй, наиболее систематически упускаемая из виду возможность улучшения в управлении насосами для песчаных скважин — это неспособность сохранять и анализировать изношенные компоненты насоса. Когда насос демонтирован, инстинктивное желание — быстро перейти к следующему этапу ремонта. Корпус, плунжер и клапанные узлы часто выбрасываются или возвращаются без осмотра. Это уничтожает диагностическую информацию, которая позволила бы инженерной команде определить основной вид отказа, подтвердить соответствие спецификации и скорректировать будущие заказы.

Меры по устранению неисправности: Разработайте протокол для фотографирования и измерения изношенных компонентов насоса после каждого извлечения из песчаных скважин. Как минимум, зафиксируйте конечный диаметр плунжера, внутренний диаметр ствола с обоих концов (для выявления асимметричного износа, указывающего на отклонение нагрузки), состояние поверхности седла клапана и любые видимые царапины или заусенцы. Это займет 20–30 минут и позволит создать набор данных, который со временем улучшит ваши решения по выбору технических характеристик.

Часть шестая: Аргументы в пользу сертифицированного производства при бурении песчаных скважин

Почему точность размеров имеет большее значение в Сэнди-Уэллс

В насосных установках общего назначения небольшое отклонение размеров от спецификации API — слегка уменьшенный диаметр канала ствола, слегка деформированный плунжер — может быть незаметным при нормальной работе. В песчаных скважинах эти отклонения становятся усиливающимися причинами поломок. Деформированный ствол создает неравномерное распределение зазоров, концентрируя абразивный износ песком в местах сужения. Плунжер меньшего диаметра, находящийся на нижней границе допуска зазора № 3, будет фактически работать с зазором № 4 — с соответствующей потерей объемной эффективности — без ведома оператора.

Точное изготовление в соответствии с допусками размеров API 11AX в условиях песчаных грунтов — это не просто теоретическое упражнение: это необходимое условие для предсказуемости эксплуатационных характеристик.

Как выглядит качественная документация

Производитель, действительно выпускающий насосы, соответствующие стандарту API 11AX, должен быть в состоянии без задержек и колебаний предоставить следующий пакет документации для любого заказа:

• Протоколы испытаний материалов (МТР) для ствола, плунжера, клапана и конструктивных элементов — включая номер плавки, химический состав и результаты испытаний на твердость.

• Протоколы контроля размеров — измерения в процессе производства и окончательные измерения критически важных параметров посадки, включая наружный диаметр плунжера, внутренний диаметр ствола и расчетный зазор.

• Сертификаты термообработки — особенно для любых компонентов, используемых в областях, соответствующих стандартам NACE.

• Протоколы гидростатических испытаний — в соответствии с требованиями API 11AX к испытательному давлению.

• Сертификат лицензии API — действующий, с номером лицензии, который можно проверить в базе данных API.

Неспособность своевременно предоставить какой-либо из этих документов является тревожным сигналом, указывающим на несоответствие квалификационным требованиям. При правильном управлении производством эта документация создается автоматически в рамках производственного процесса — ее предоставление не требует дополнительных усилий.

Инженерная платформа компании Дуншэн для штанговых насосов для песчаных скважин

Компания Тилинг Дуншэн Нефть Машины и оборудование Ко., ООО. более 25 лет производит подземные насосы, сертифицированные по стандарту API 11AX, с производственной мощностью, превышающей 20 000 единиц в год, в более чем 100 вариантах исполнения. Квалификационная база компании — действующая монограмма API 11AX, ISO 9001, ISO 14001, статус квалифицированного поставщика CNPC, Синопек и Уэтерфорд — представляет собой полный контрольный след, необходимый для серьезных программ закупок.

Для работы в песчаных скважинах крайне важен обширный опыт компании Дуншэн, полученный в ходе инженерных разработок, в том числе в самых сложных условиях песчаных нефтепромыслов Китая. Нефтяное месторождение Ляохэ в провинции Ляонин, где находится штаб-квартира Дуншэн, является одним из крупнейших в Азии бассейнов добычи тяжелой нефти, характеризующимся высоким содержанием воды, рыхлыми песчаными пластами и сложными термическими условиями эксплуатации. Разработка надежных насосных решений для нужд добычи на месторождении Ляохэ на протяжении более 25 лет — это не маркетинговый ход, а практическое доказательство того, что инженерные, производственные и системы контроля качества, лежащие в основе продукции, способны работать в реальных условиях песчаных скважин.

Ассортимент продукции компании Дуншэн для применения в песчаных скважинах включает в себя:

• Стандартные насосы API РГ/РГА с вставными элементами, толстостенными корпусами, клапанами из карбида вольфрама и плунжерами с покрытием ТК доступны в размерах диаметра от φ28 до φ57 мм.

• Насосы для контроля пескообразования с длинным плунжером, разработанные специально для скважин, сочетающих пескоотделение с большим углом отклонения — удлиненный плунжер обеспечивает превосходное удаление песка и снижение контактного напряжения на единицу площади.

• Глубоководные насосы с модульной конструкцией ствола, оптимизированные для скважин с падающим пластовым давлением и низким уровнем жидкости, где обычные насосы подвержены ускоренному откачке и повреждению от ударной нагрузки.

• Индивидуальные конфигурации, соответствующие требованиям NACE, для песчаных скважин с одновременным использованием H₂S, с полным комплектом документации на материалы.

Каждый насос, поставляемый компанией Дуншэн, поставляется в стандартной комплектации, а не является дополнительной опцией, и имеет маркировку API 11AX, производственную документацию и протоколы испытаний.

Часть седьмая: Оптимизация всей системы, а не только насоса.

Газовый якорь: ваша первая линия обороны

Насос не существует изолированно. Его производительность определяется тем, что поступает во впускное отверстие насоса, а не только его конструкцией. В песчаных скважинах хорошо спроектированный газовый анкер перед стоячим запорным клапаном часто является наиболее выгодным вложением в компонент всей подъемной системы, поскольку он определяет качество жидкости, перерабатываемой насосом при каждом ходе поршня.

Газовый якорь использует гравитационное разделение — разницу в плотности между газом, нефтью и водой — для высвобождения свободного газа из добываемой жидкости до того, как она попадет в насос. Эффективность газового якоря зависит от его внутреннего объема (чем больше, тем лучше), геометрии кольцевого канала для потока и глубины установки относительно продуктивного интервала. Якорь, рассчитанный на скважину с производительностью 200 баррелей в сутки, не защитит скважину с производительностью 600 баррелей в сутки; его размеры должны соответствовать фактической скорости добычи.

Песок усложняет конструкцию газового якоря: песок быстро оседает в застойных зонах внутри якоря и может вызывать образование засоров внутри самого корпуса якоря. При проектировании газовых якорей для песчаных скважин следует избегать резких горизонтальных обратных потоков, застойных зон, где накапливается песок, и сужений отверстий, которые могут забиваться под воздействием сильной песчаной нагрузки. Для скважин с высоким содержанием песка обычно предпочтительнее использовать якорь с прямой трубой и открытым верхом, чем более сложные конструкции с внутренними перегородками.

Управление скоростью и частотой хода плунжера

В песчаных скважинах управление частотой ходов поршня (ЧХП) — недооцененный инструмент для продления срока службы насоса. Более высокая ЧХП означает более высокую скорость потока жидкости через клапанные узлы и через кольцевое пространство плунжера, что приводит к более сильным ударам песчаных частиц и более быстрому абразивному износу. Насос, рассчитанный на работу при ЧХП 14 в песчаной скважине, может обеспечить ту же производительность, что и насос, работающий при ЧХП 9, если диаметр цилиндра на один класс больше, при этом обеспечивая на 35–40% меньшую энергию удара частиц при каждом ходе поршня.

Современные контроллеры отключения насоса (POC) с анализом данных динамометра могут обнаруживать начало колебаний жидкости — верный индикатор отключения насоса — и автоматически снижать количество взвешенных частиц или вводить периоды отдыха для защиты оборудования. В песчаных скважинах контроллеры POC также уменьшают общее суммарное количество механических циклов, накопленных насосным агрегатом в условиях низкой текучести жидкости, что напрямую снижает износ.

Контроль пескообразования в скважине: выбор насоса и проектирование заканчивания скважины.

Самое важное для инженеров-технологов, работающих в песчаных пластах, заключается в том, что технические характеристики насоса и проектирование системы пескоотделения для заканчивания скважины не могут быть разработаны независимо друг от друга. Заканчивание скважины гравийной обсыпкой, существенно снижающее вынос песка к насосу, позволяет использовать более узкие зазоры, стандартные материалы стволов и клапанные узлы более низкого качества — все это снижает стоимость насоса и может повысить эффективность. Для заканчивания скважины с открытой перфорацией в неконсолидированном пласте без системы пескоотделения требуются самые надежные технические характеристики насоса из всех существующих на рынке.

Оптимальное решение на системном уровне принимается путем моделирования общей стоимости системы — стоимости заканчивания скважины + стоимости насосов + ожидаемых затрат на капитальный ремонт скважины в течение всего срока эксплуатации — а не путем оптимизации характеристик заканчивания скважины или насосов по отдельности. На практике этот анализ часто показывает, что скромные инвестиции в контроль за выносом песка при заканчивании скважины окупаются за счет существенно более низких периодических затрат на насосы и капитальный ремонт скважины в течение всего срока ее эксплуатации.

Вывод: работа с песком вполне решаема — если правильно указать все необходимые параметры с самого начала.

С точки зрения инженерных принципов, песчаные скважины принципиально не отличаются от других систем искусственного подъема нефти. Технология штанговых насосов, которая позволила добыть миллиарды баррелей нефти из скважин с чистой жидкостью, работает и в песчаных скважинах — просто при проектировании необходимо учитывать особенности песчаной среды с самого начала.

Основной вывод, сделанный на основе полевого опыта, данных расследования отказов и технической литературы, остается неизменным: большинство отказов насосов, связанных с песком, можно предотвратить, и предотвращение происходит на этапе проектирования, а не во время капитального ремонта. Выбор правильного класса зазора, толщины стенки цилиндра, обработки поверхности плунжера и материала клапана в соответствии с фактической интенсивностью заноса песка в вашей скважине — это не избыточное проектирование, а базовая ответственная инженерная разработка, которая, как правило, окупается в 3–5 раз за счет предотвращения дополнительных затрат на капитальный ремонт в течение одного года.

Системный подход прост: классифицировать степень заноса песка, применить соответствующую таблицу технических характеристик, проверить квалификацию поставщиков и документацию на материалы, а также отслеживать причины отказов снятых с эксплуатации насосов для постоянного улучшения технических характеристик. Последовательное применение этой системы позволит перейти от реактивной замены насосов к проактивному управлению сроком службы.

Сотрудничайте с производителем, обладающим необходимыми инженерными знаниями, системами контроля качества и опытом полевых испытаний, чтобы обеспечить выполнение требований спецификации, а также документально подтвердить это с помощью отчетов о производственных характеристиках, данных о размерах и документации, подтверждающей соответствие стандартам API, которые требуются вашей программе закупок.

Песок никуда не денется. Но преждевременные поломки можно существенно сократить, начиная со следующего заказа насосов.

Часто задаваемые вопросы

В1. Какой класс зазора следует выбрать для скважины, из которой периодически, но не постоянно, выпадает песок?

Периодическая добыча песка часто наносит больший ущерб, чем непрерывная добыча, поскольку песок поступает порциями — концентрированными потоками абразивных частиц — а не разреженным непрерывным потоком. Насос сталкивается с интенсивными песчаными бурениями во время таких потоков, а затем пропускает чистую жидкость между ними, создавая условия, при которых песчаные мостики образуются и растворяются непредсказуемо. Для скважин с периодической добычей песка следует указывать минимальный зазор № 3 (рыхлый). Незначительное снижение объемной эффективности на 3–5% по сравнению с № 2 является разумной ценой за устранение риска образования мостиков и заклинивания во время песчаных бурений. Если анализ добываемой воды показывает наличие песка даже в меньшинстве проб, рассматривайте скважину как добывающую песок для целей спецификации.

В2. Можно ли использовать плунжер с мягкой обсадной трубой в песчаной скважине для решения проблем, связанных как с газом, так и с песком?

Мягкие плунжеры — в которых используются эластомерные уплотнительные кольца, а не плотно прилегающие металлические детали — эффективны для контроля газовых помех, поскольку обеспечивают надежное уплотнение даже при миграции газа выше уровня запорного клапана. Однако, как правило, они не рекомендуются в качестве основного решения для скважин с песчаным грунтом. Частицы песка могут агрессивно истирать эластомерную набивку, прорезая ее в течение нескольких недель при умеренном или сильном песчаном грунте. В скважинах с высоким газонефтяным соотношением и высокой песчаной продуктивностью лучшим подходом является использование газового анкера соответствующего размера перед насосом, что позволяет использовать систему плунжер-ствол с металлическими деталями, с соответствующим зазором и обработкой поверхности для защиты от песка. Эта комбинация — газовый анкер + соответствующий по характеристикам металлический насос — превосходит мягкие плунжеры в большинстве комбинированных условий работы с песком и газом.

В3. Как оценить, оправданы ли затраты на клапаны из карбида вольфрама для моей конкретной скважины?

Проведите простое сравнение общих затрат за 24-месячный период. Оцените текущую частоту замены клапанов с точки зрения ремонтных работ, вызванных непосредственно отказами клапанов или чрезмерной утечкой через изношенные клапаны. Умножьте частоту ремонтных работ на стоимость одной ремонтной работы. Вычтите стоимость двух комплектов перепускных клапанов (перепускной клапан + стационарный клапан, возможно, за два или три цикла замены насосов в течение 24 месяцев) из общей экономии на ремонтных работах. Наш опыт работы с многочисленными нефтепромысловыми операторами показывает, что этот анализ дает положительный результат в пользу перепускных клапанов практически в любой скважине с подтвержденным выносом песка и стоимостью ремонтных работ выше 20 000 долларов. Общие инвестиции в модернизацию перепускных клапанов за 24 месяца обычно составляют 1000–2000 долларов; экономия на ремонтных работах обычно составляет 30 000–150 000 долларов. Даже при консервативных оценках экономическая целесообразность очевидна.