Штанговый насос для перекачки тяжелой нефти: подробное руководство

Исчерпывающий технический справочник для инженеров-технологов, специалистов по закупкам и операторов нефтепромыслов, решающих уникальные задачи по извлечению вязкой, плотной нефти из месторождений тяжелой нефти.

Введение: Тяжелая нефть — это не просто нефть, которая весит больше.

Тяжелая нефть не просто течет, как обычная сырая нефть. Она ползучая, сопротивляется, забивается и изнашивает любое оборудование, не предназначенное для работы с ней. При плотности 15° API или ниже вязкость тяжелой нефти может измеряться в тысячах, а иногда и десятках тысяч сантипуаз при температуре пласта, и это число быстро возрастает по мере охлаждения нефти на пути к поверхности. Сверхтяжелая нефть и битум при плотности API ниже 10° приближаются по физическим свойствам к холодному асфальту. Они не столько текут, сколько вынуждены двигаться.

Мировая ресурсная база тяжелой нефти огромна — канадские нефтеносные пески, Оринокоский пояс Венесуэлы, нефтяное месторождение Ляохэ на северо-востоке Китая, месторождение Керн-Ривер в Калифорнии, Бока-де-Харуко на Кубе, а также залежи тяжелой нефти в России, Румынии и Индонезии в совокупности представляют собой сотни миллиардов баррелей доказанных и вероятных ресурсов. Экономически целесообразная добыча даже небольшой части этих ресурсов требует систем искусственного подъема, способных работать с жидкостями, свойствами которых радикально отличаются от легкой, газонасыщенной нефти, для которой изначально были разработаны традиционные технологии подъема.

ОнШтанговый насосЭто доминирующий метод искусственного подъема нефти в мировой добыче тяжелой нефти — не по умолчанию, а благодаря продуманной инженерной логике. Он лучше справляется с высоковязкими и плотными жидкостями, чем электрические погружные насосы (которые испытывают проблемы с потерями эффективности при работе с высокой вязкостью), лучше, чем винтовые насосы в определенных температурных диапазонах (винтовые насосы подвержены деградации эластомеров при термической обработке), и намного лучше, чем газлифт (для работы которого необходим свободный газ, и который не может функционировать в отсутствие энергии пласта для добычи газа). Но штоковый насос — это не единая спецификация, а платформа, которая должна быть точно сконфигурирована для условий каждого конкретного применения в добыче тяжелой нефти, чтобы обеспечить надежную и экономичную работу.

В этом руководстве собрана вся необходимая информация для выбора, определения характеристик и закупки...Штанговый насосДля работы с тяжелыми маслами: физические особенности тяжелых масел, инженерные параметры, определяющие выбор насоса, конфигурации и варианты материалов, необходимые для применения в тяжелых маслах, ошибки, которые неизменно сокращают срок службы и увеличивают затраты на капитальный ремонт, а также критерии квалификации поставщиков, которые отличают подлинную экспертизу в области насосов для тяжелых масел от каталожной продукции, перемаркированной для рыночных возможностей.

Часть первая: Понимание тяжелой нефти и ее воздействия на насосные системы.

Определение тяжелой нефти: плотность по шкале API, вязкость и зависимость от температуры.

Термин «тяжелая нефть» ("heavy маслодддххх) используется в отраслевой коммуникации довольно свободно, но в нефтедобыче имеет специфическое техническое значение. Система классификации, основанная на плотности по шкале API, определяет:

Критически важным фактором при проектировании систем искусственного подъема нефти является не только плотность по шкале API, но и экстремальная температурная зависимость вязкости тяжелой нефти. Тяжелая нефть при пластовой температуре (часто 50–80 °C или выше) может иметь вязкость 500–2000 сП — приемлемая, но требовательная величина. Та же нефть при температуре поверхности (20–30 °C) может иметь вязкость 20 000–100 000 сП или выше. По мере подъема нефти по трубной колонне и потери тепла в окружающий пласт, ее вязкость постепенно увеличивается, что приводит к возрастающему трению жидкости и сопротивлению подъему с каждым пройденным футом до поверхности.

Этот температурный градиент не является фиксированной проблемой — им можно управлять. Впрыск пара (циклическая паровая стимуляция или гравитационный дренаж с помощью пара) широко используется на месторождениях тяжелой нефти для нагрева пласта и снижения вязкости нефти в пласте. Подземные нагревательные элементы и электрический обогрев наземного оборудования решают проблему охлаждения в стволе скважины и трубопроводе. Но даже с учетом этих мер системы подъема тяжелой нефти работают в условиях высокой вязкости и плотности жидкости, что предъявляет высокие требования ко всем компонентам колонны искусственного подъема.

Как высокая вязкость создает физические нагрузки на каждую часть насосной системы

Точное понимание того, как высокая вязкость создает проблемы на уровне каждого компонента, имеет решающее значение для принятия обоснованных решений по выбору спецификации — в отличие от простого заказа модели для тяжелых масел по каталогу и надежды на лучшее.

На границе плунжер-ствол: Штоковый насос перекачивает жидкость, вытесняя её из-под плунжера во время хода поршня вверх. В жидкостях с низкой вязкостью тонкая пленка жидкости между плунжером и стволом обеспечивает как смазку, так и частичное уплотнение, ограничивающее утечку. В высоковязкой нефти эта пленка толще и более устойчива к вытеснению, но она также обеспечивает лучшую смазку поверхности плунжера, уменьшая износ металла о металл. Парадоксально, но более высокая вязкость улучшает смазку в кольцевом зазоре между плунжером и стволом, одновременно создавая силу вязкого сопротивления, которую необходимо преодолевать при каждом ходе поршня. Жидкости с очень высокой вязкостью могут создавать силы всасывания, которые замедляют движение плунжера и фактически сокращают функциональный ход, снижая объемную эффективность по сравнению с теоретическим расчетом.

В клапанных узлах: Шаровые клапаны работают за счет смещения шарика от седла под действием перепада давления во время потока, а затем его возвращения на седло для герметизации между ходами. В жидких средах смещение и возвращение шарика происходит быстро и надежно. В высоковязкой нефти шарик движется медленно. Вязкостное сопротивление жидкости задерживает как открытие, так и закрытие клапана относительно цикла хода. Если шарик не полностью вернулся на седло до обратного хода, клапан протекает в течение части цикла, снижая объемную эффективность. При экстремально высокой вязкости (выше 10 000 сП) плохо спроектированные клапаны могут демонстрировать значительные потери эффективности из-за задержки закрытия.

В колонне штанг: Вязкая жидкость создает сопротивление каждому компоненту колонны штанг, движущемуся в ней. В скважинах с очень высокой вязкостью, особенно там, где трубы не имеют обогрева или изоляции, нагрузка от трения на колонну штанг при ее движении через вязкое масло становится измеримой составляющей нагрузки на полированные штанги. В большинстве случаев при добыче тяжелой нефти это редко является основным ограничением, но при добыче сверхвязкой холодной нефти это может влиять на расчет размеров наземных агрегатов.

На поверхности: Вязкая жидкость создает более высокое противодавление в трубопроводе между устьем скважины и сепаратором, увеличивая общий напор, против которого должен работать насос. Для решения этой проблемы используются нагрев трубопровода, изоляция, а в некоторых случаях и впрыск разбавителя. Важно понимать, что для расчета насоса необходимо учитывать не только гидростатический напор столба жидкости, но и напор от вязкого трения в трубах и трубопроводе — это особенно важно при добыче холодных высоковязких материалов.

Какие самые большие проблемы, по мнению операторов, занимающихся добычей тяжелой нефти?

На форумах по нефтетехнике, в сообществах операторов нефтяных месторождений и на платформах вопросов и ответов постоянно выявляется ряд конкретных проблем в области искусственного подъема тяжелой нефти, выходящих за рамки общего обсуждения вязкости:

Наша главная проблема в нефтедобывающем участке — задержка закрытия клапанов. Мы перешли на более тяжелую шаровую конструкцию и значительно улучшили ситуацию, но никто не сказал нам об этой проблеме, когда мы только начинали — мы месяцами думали, что у нас проблемы с размером насоса, а на самом деле дело было во времени отклика клапанов.

Холодный пуск после 24 часов простоя скважины всегда является опасным. Нефть остыла и застыла, штанговая колонна находится под огромной нагрузкой трения, и вы рискуете повредить муфты штанг, если просто запустите агрегат на нормальной скорости. Мы научились применять протокол медленного пуска после каждого простоя.

Нам пришлось полностью пересмотреть наши технические характеристики зазоров, когда мы начали добычу из более мелкого и холодного пласта. Та же конфигурация насоса, которая идеально работала при температуре пласта 180°F, заклинивала при 95°F, потому что масло частично скапливалось в кольцевом зазоре во время медленных ходов поршня.

Эти наблюдения на местах указывают на технические и эксплуатационные аспекты, которые не всегда рассматриваются в стандартных руководствах по выбору насосов, и которые имеют решающее значение для обеспечения правильной работы насосов для перекачки тяжелых масел.

Часть вторая: Основы проектирования насосов для перекачки тяжелых нефтей

Объемный КПД с поправкой на вязкость

Стандартная формула расчета темпа производства дляШтанговый насосВ качестве общего параметра, учитывающего все потери между теоретическим вытеснением и фактической добычей, используется объемная эффективность (Эв). В нефтедобыче с использованием тяжелых нефтей это единственное число следует понимать как совокупность нескольких различных механизмов, каждый из которых по-разному реагирует на решения, принятые в соответствии со спецификациями:

Проскальзывание мимо плунжера: определяется зазором, перепадом давления и вязкостью жидкости. Более высокая вязкость фактически уменьшает проскальзывание (более вязкую жидкость труднее протолкнуть через кольцевое пространство), поэтому эта составляющая потери эффективности ниже в тяжелых маслах, чем в легких — это один из немногих благоприятных эффектов высокой вязкости.

Задержка закрытия клапана: определяется весом шара, вязкостью жидкости и частотой хода. Увеличивается с увеличением вязкости и частоты вращения. Наиболее существенная потеря эффективности, которую необходимо учитывать в системах с вязкими жидкостями.

Неполное заполнение цилиндра: определяется давлением на входе насоса относительно давления паров жидкости, газонефтяного отношения (ГНО) и вязкости жидкости. В очень вязких жидкостях с низкой подвижностью цилиндр может не полностью заполняться при каждом ходе поршня, если жидкость не может двигаться достаточно быстро через запорный клапан, чтобы успевать за скоростью подъема.

Чистая объемная эффективность при работе с тяжелой нефтью: реалистичный диапазон составляет 0,65–0,80 для большинства скважин, работающих с тяжелой нефтью; значения ниже 0,65 характерны для сверхвязкой холодной нефти. В качестве базового значения следует принять 0,70 и проверить его после установки.

Выбор оптимального зазора между поршнем и цилиндром для работы на тяжелой нефти

Определение зазоров при работе с тяжелыми маслами — задача нетривиальная. Естественное предположение о том, что для тяжелых, вязких масел требуется меньший зазор, частично верно, но неполно.

Аргумент в пользу меньшего зазора в тяжелом масле: очень вязкое масло может частично затвердеть вокруг плунжера с малым зазором во время медленных ходов или после остановки, создавая временную адгезию, которая вызывает повышенные нагрузки трения при запуске и может повредить поверхность плунжера, если его тянуть против частично затвердевшей пленки.

Аргумент в пользу меньшего зазора в тяжелых маслах: высоковязкая жидкость обеспечивает очень низкую утечку даже при больших зазорах. Проскальзывание мимо плунжера в вязком масле по своей природе низкое, а это значит, что потери в объемной эффективности из-за более свободного зазора меньше, чем в легких маслах, — и это может быть приемлемо для получения преимуществ, связанных с холодным пуском и предотвращением прилипания, которые обеспечивает больший зазор.

Практическое решение: Для перекачки тяжелой нефти при повышенной температуре (выше 75°C на насосе) обычно подходит зазор № 2 — жидкость достаточно теплая, чтобы оставаться подвижной, а смазка от вязкой пленки обеспечивает надлежащую защиту поверхности плунжера. Для перекачки холодной нефти (температура пласта ниже 38°C) или сценариев перезапуска после остановки в любой скважине с тяжелой нефтью следует указывать зазор № 3 в качестве значения по умолчанию. Для перекачки сверхтяжелой или битуминозной нефти с температурой пласта ниже 21°C может потребоваться зазор № 4 для предотвращения заклинивания при холодном пуске.

Частота ходов поршня (уд/мин) и ее влияние на производительность насоса для перекачки тяжелых масел.

В нефтепереработке частота ходов поршня (уд/мин) является одним из важнейших оперативных рычагов, доступных инженеру, и одним из наиболее часто неправильно используемых.

Слишком высокая скорость вращения: Высокая частота вращения в потоке тяжелых масел создает проблемы с закрытием клапана. Шарик должен вернуться на седло в течение короткого периода движения вниз, прежде чем произойдет обратное вращение. В высоковязкой жидкости шарик движется медленнее, чем в легкой. Если частота вращения превышает скорость, с которой шарик может надежно вернуться на седло до следующего движения вверх, клапан протекает при каждом ходе, и объемная эффективность резко падает, что выглядит как отказ насоса, но на самом деле является проблемой синхронизации работы клапана. Пороговая частота вращения, при которой это начинает происходить, зависит от диаметра шарика, его плотности, вязкости жидкости и геометрии клапана.

Слишком медленная работа: при скорости ниже примерно 4 об/мин скорость плунжера настолько низка, что в кольцевом зазоре начинают преобладать силы вязкого сопротивления, и насос с трудом поддерживает пленочные условия, необходимые для надежной смазки. Очень медленные ходы в вязком масле также могут создавать условия дифференциального прилипания, когда плунжер частично прилипает к поверхности цилиндра в вязких пограничных слоях с медленным потоком.

Оптимальный диапазон для большинства операций с тяжелой нефтью: 5–9 струй в минуту — это практический диапазон для большинства сценариев перекачки вязких масел. При значениях ниже 5 струй в минуту возникают проблемы со смазкой. При значениях выше 9–10 струй в минуту задержка закрытия клапана становится основной причиной снижения эффективности. Конкретный оптимум для любой скважины зависит от вязкости жидкости при температуре насоса, что требует знания профиля вязкости в зависимости от температуры конкретной нефти, а не только плотности по шкале API.

Вопросы подбора насоса, специфичные для работы с тяжелой нефтью.

В случае с тяжелой нефтью существуют три фактора, влияющие на размер частиц, которые отличаются от факторов, характерных для обычной нефти:

1. Коррекция плотности для расчета скорости добычи: Тяжелая нефть с показателем API 15° имеет плотность приблизительно 0,966 г/см³ при температуре 60°F — почти такую ​​же, как у воды. Это означает, что столб жидкости над насосом создает более высокое гидростатическое давление на единицу высоты, чем легкая нефть, и что насос работает против большего общего перепада давления. При расчете нагрузки на полированный шток необходимо учитывать эту более высокую плотность жидкости.

2. Допуск крутящего момента при холодном пуске: При перезапуске скважины с тяжелой нефтью после остановки, длившейся более нескольких часов, нефть в трубах охлаждается, и ее вязкость существенно возрастает. Крутящий момент, необходимый для начала движения штанговой колонны через эту холодную, вязкую массу, может в 3–5 раз превышать нормальный рабочий крутящий момент. Наземные насосные установки должны обладать крутящим моментом, компенсирующим этот пиковый момент при холодном пуске, а не только крутящий момент в установившемся режиме работы. Неучет крутящего момента при холодном пуске приводит к остановке двигателя, повреждению редуктора или выходу из строя муфты штанги при запуске.

3. Стратегия большего диаметра, меньшего количества струй: Поскольку потеря эффективности клапана из-за высокого количества струй является более существенным фактором при добыче тяжелой нефти, чем легкой, оптимальный подход к выбору размера клапана для скважин, разрабатываемых для тяжелой нефти, заключается в выборе большего диаметра, чем предполагает целевой показатель добычи при запланированном количестве струй, а затем в работе при меньшем количестве струй, чем при эквивалентной добыче легкой нефти. Это позволяет получить тот же общий объем жидкости, сохраняя при этом количество струй в диапазоне, где клапаны работают надежно и обеспечивается достаточная смазка плунжера.

Часть третья: Конфигурация насоса для работы с тяжелыми нефтяными жидкостями

Выбор типа насоса API

Для применения в системах, работающих с тяжелыми нефтеносными породами, выбор в рамках стандарта API 11AX основывается на двух основных соображениях: необходимости извлечения и замены насоса без извлечения труб (предпочтительны вставные насосы) и необходимости обеспечения максимальной жесткости корпуса и термостойкости.

Насос РГ (шток, толстые стенки) с вставным стержнем является базовым вариантом для большинства применений, работающих с тяжелыми маслами. Дополнительный материал стенок корпуса обеспечивает тепловую инерцию, которая смягчает изменения температуры внутри насоса, а структурная жесткость уменьшает микроперемещения корпуса под асимметричной нагрузкой, создаваемой вязким маслом во время рабочего цикла.

РГА (стержень, толстая стенка, анкер) является предпочтительным выбором для скважин с тяжелой нефтью, имеющих значительные отклонения (более 10°) или где силы, возникающие при холодном пуске, могут передавать боковые нагрузки на насосный агрегат. Двухканальная конструкция анкеровки предотвращает смещение ствола во время запуска.

Конструкция с длинным плунжером — конфигурация, при которой длина плунжера значительно превышает длину хода — особенно ценна в системах перекачки тяжелой нефти. Увеличенная длина контакта между плунжером и цилиндром распределяет силу вязкого сопротивления по большей площади, снижая контактное напряжение на единицу площади. Большая площадь контакта также обеспечивает более стабильную жидкую пленку в условиях высокой вязкости. Инженеры, имеющие опыт работы с системами искусственного подъема тяжелой нефти, неизменно рекомендуют конструкцию с длинным плунжером для жидкостей с плотностью API ниже 18° при рабочей температуре насоса.

Вес шара и конструкция клапана: специфическая проблема для работы с тяжелыми маслами.

Наиболее важным конфигурационным решением для клапанов насосов, работающих с тяжелыми маслами, является вес шара. Этот момент недооценивается инженерами, не работавшими непосредственно с высоковязкими материалами, и является источником многих необъяснимых проблем с объемной эффективностью в установках насосов для перекачки тяжелых масел.

В стандартном насосе с вакуумным штоком подвижный шар клапана относительно легкий — плотность стали обеспечивает достаточную силу гравитационного возврата при нормальных рабочих оборотах в легкой и средней нефти. По мере увеличения вязкости жидкости сила вязкого сопротивления, препятствующая возврату шара, пропорционально возрастает. При некотором пороговом значении вязкости (которое зависит от диаметра шара и оборотов) силы гравитационного возврата становится недостаточно для закрытия шара за один ход, и начинаются потери эффективности из-за задержки закрытия клапана.

Инженерное решение: использовать более тяжелые шарики. Шарики из карбида вольфрама (плотность приблизительно 14,5 г/см³) примерно в 1,9 раза плотнее стальных шариков (7,8 г/см³) того же диаметра. Это существенно увеличивает силу гравитационного возврата без изменения геометрии седла клапана, повышая надежность закрытия в вязкой жидкости при более высоких значениях СПМ. В большинстве случаев при работе с тяжелой нефтью, где вязкость при температуре насоса превышает 500 сП, шарики из карбида вольфрама следует использовать как для ходовых, так и для стоячих клапанов — не только из-за преимущества в плотности, но и из-за преимущества в износостойкости, поскольку тяжелая нефть часто содержит мелкие частицы, которые истирают компоненты клапанов из легких сплавов.

Технические характеристики плунжера и поверхности ствола для работы с тяжелой нефтью.

Тяжелая нефть, несмотря на свою вязкость, на самом деле оказывает более щадящее воздействие на поверхности насосов, чем абразивная легкая нефть с примесью песка, с точки зрения прямого истирания. Смазочная пленка, образующаяся при использовании вязкого масла, защищает металлические поверхности более эффективно, чем жидкая легкая нефть. Однако добыча тяжелой нефти часто включает в себя:

• Высокая обводненность (BSW): Во многих месторождениях тяжелой нефти добыча ведется с обводненностью выше 60–70%. Добываемая вода создает электрохимическую среду, вызывающую коррозию поверхностей из углеродистой стали. Сочетание коррозионно-активной водной фазы и вязкой масляной фазы может вызывать точечную коррозию стенок ствола, которая затем ускоряется абразивным воздействием любых содержащихся в пласте мелких частиц.

• Мелкодисперсные частицы пласта: Даже при отсутствии истинной песчаной добычи во многих пластах тяжелой нефти образуются мелкие частицы глины и минеральные фрагменты, взвешенные в вязкой нефти. Эти частицы достаточно малы, чтобы оставаться во взвешенном состоянии даже в тяжелой нефти, и могут накапливаться в затрубном пространстве поршневого цилиндра, если зазор недостаточен.

• Отложения парафинов и асфальтенов: Тяжелая нефть часто содержит высокие концентрации длинноцепочечных парафинов и асфальтеновых фракций, которые выпадают в осадок при понижении температуры. Отложения в кольцевом зазоре между поршнем и цилиндром могут привести к заклиниванию поршня, особенно после остановки и термического охлаждения.

С учетом этих соображений, технические характеристики ствола и плунжера для работы с тяжелой нефтью должны включать:

Тепловые аспекты добычи тяжелой нефти с использованием пара

На месторождениях тяжелой нефти, где для снижения вязкости пласта используется циклическая паровая стимуляция (ЦПС) или парогравитационный дренаж (ГГД), скважинный насос работает в принципиально более сложных тепловых условиях, чем при традиционной добыче. После цикла закачки пара температура пласта вблизи скважины может достигать 200–300 °C. Переход от паровой обработки к добыче сопровождается быстрым падением температуры по мере рассеивания тепла по пласту. Насос должен быть способен выдерживать это температурное воздействие без разрушения размеров плунжерно-ствольного узла.

Управление тепловым расширением: необходимо контролировать разницу теплового расширения между плунжером, цилиндром и любыми нанесенными покрытиями, чтобы предотвратить отслоение покрытия или заклинивание плунжера во время высокотемпературной фазы. В системах парового впрыска следует предусмотреть зазор № 4 (очень свободный) для компенсации максимального теплового расширения при пиковой температуре парового воздействия, принимая во внимание снижение объемной эффективности при нормальных производственных температурах как плату за защиту насоса от заклинивания во время термических воздействий.

Совместимость с эластомерами: Мягкие плунжеры, которые иногда рассматриваются для скважин с высоким газонефтяным соотношением, используют эластомерные уплотнительные кольца, которые не выдерживают температур, встречающихся при работе с паром. В любой скважине, где температура пара может достигать насоса, мягкие плунжеры не подходят, независимо от их других преимуществ. Правильным вариантом являются плунжеры с металлическим зазором и соответствующим зазором для температурных колебаний.

Выбор сплава: Стандартные компоненты из углеродистой стали могут подвергаться ускоренной коррозии и снижению прочности при высоких температурах, характерных для работы с паром. Для выбора сплава с учетом конкретного температурного профиля применения проконсультируйтесь с производителем. Для скважин с пиковыми температурами насоса выше 200°C запросите специальную документацию, подтверждающую, что предлагаемая комбинация сплава и термообработки обеспечивает сохранение требуемых механических свойств при максимально ожидаемой температуре.

Часть четвертая: Рекомендации по параметрам в зависимости от типа тяжелой нефти

Теплая тяжелая нефть (температура пласта 120–180°F, вязкость 200–2000 сП на заправке)

Это наиболее распространенный в мире сценарий искусственного подъема тяжелой нефти — к этой категории относятся месторождения в бассейне Ляохэ, некоторые районы Пермского бассейна, месторождение Керн-Ривер в Калифорнии, а также многие румынские и индонезийские проекты по разработке месторождений тяжелой нефти.

Холодная тяжелая нефть (температура пласта <120°F, вязкость 2000–20000 сП на заправке)

Добыча холодной тяжелой нефти, характерная для таких месторождений, как район Пис-Ривер на севере Альберты и некоторые неглубокие скважины в поясе Ориноко, представляет собой наиболее сложную задачу с точки зрения вязкости.насос с вакуумным насосомсистемы.

Добыча тяжелой нефти с помощью пара (CSS или САГД, пиковая температура 180°C на насосе)

Часть пятая: Распространенные ошибки в техническом описании и эксплуатации насосов для перекачки тяжелых нефтей

Ошибка 1: Выбор стандартных шаровых клапанов без учета задержки закрытия, обусловленной вязкостью.

Это наименее диагностируемая причина проблем с объемной эффективностью насосов, работающих с тяжелой нефтью. Инженер, постоянно измеряющий низкую эффективность насоса — 50–60%, когда он рассчитан на 75% и более, — может списать потери на проблемы с зазорами, ошибки в расчете размеров насоса или неточные производственные испытания. Реальная причина часто заключается в перемещении шариков клапанов, которые не возвращаются на седло до следующего цикла хода в высоковязкой жидкости.

Диагностика проста: следите за показаниями динамометрических карт на предмет характерного рисунка утечки клапана — уменьшенной верхней правой области карты по сравнению с идеальным прямоугольником. Если этот рисунок появляется, замена шариков из карбида вольфрама (более тяжелых) в подвижном клапане и снижение частоты колебаний на 2–3 хода в минуту, как правило, восстанавливает значительную объемную эффективность в течение одного цикла ремонта.

Меры по устранению неисправности: В качестве стандартных шариков для всех заказов на насосы для тяжелых масел указывайте шарики из карбида вольфрама. Не ждите диагностики неисправности — указывайте это заблаговременно.

Ошибка 2: Применение того же метода СПМ, что и для обычной нефти, к скважинам с тяжелой нефтью.

В нефтедобывающей отрасли инстинктивно подсказывает работать насосам с максимально возможной скоростью, которую позволяет оборудование — чем больше ход поршня в минуту, тем выше производительность, вплоть до предела, установленного для работы насоса в закрытом состоянии или при нагрузке на шток. В нефтедобыче с использованием тяжелых нефтей этот инстинкт напрямую приводит к отказам клапанов, падению эффективности и ошибочной диагностике проблемы как неисправности насоса.

Штанговый насос в скважине с тяжелой нефтью, работающий со скоростью 14 ходов в минуту при давлении 5000 сП, будет демонстрировать значительно меньшую объемную эффективность, чем тот же насос, работающий со скоростью 7 ходов в минуту. Более высокая частота ходов не компенсирует потерю эффективности клапана — расчеты показывают, что это невыгодно для оператора. Во многих случаях снижение частоты ходов в минуту и ​​увеличение диаметра поршня для компенсации приводит как к увеличению чистой добычи, так и к снижению нагрузки на оборудование.

Корректирующие действия: Перед окончательным определением конфигурации насоса определите максимально допустимое количество патрубков в минуту (СПМ) для вашей вязкости жидкости. Для расчета необходимы данные о вязкости жидкости при рабочей температуре насоса, диаметре и плотности шарика, а также геометрии седла клапана. Запросите этот анализ у производителя или консультанта по системам искусственного подъема до окончательного оформления заказа.

Ошибка 3: Игнорирование крутящего момента при холодном пуске при выборе поверхностного блока.

Аварии при холодном пуске в скважинах, разрабатывающих тяжелую нефть, — обрыв штока, остановка двигателя или перегрузка редуктора — являются одной из наиболее распространенных причин катастрофических повреждений оборудования при добыче холодной нефти. Это также одна из наиболее предотвратимых проблем, поскольку физика крутящего момента при холодном пуске в вязком масле хорошо изучена и может быть рассчитана заранее.

Когда скважина с тяжелой нефтью простаивает более нескольких часов, нефть в трубах и вокруг штанговой колонны охлаждается почти до температуры окружающей среды. Вязкость при температуре окружающей среды для нефти с плотностью 15° API может составлять 50 000–200 000 сП — это материал, который не будет течь вообще без значительного усилия. Для перезапуска насосной установки требуется, чтобы поверхностный двигатель разгонял штанговую колонну через эту холодную, почти твердую массу, одновременно преодолевая инерцию всей системы.

Недостаточно мощные поверхностные агрегаты, выбранные для обеспечения крутящего момента в установившемся режиме работы без учета холодного пуска, заклинивают под такой нагрузкой, что приводит либо к срабатыванию защиты от перегрузки двигателя (в лучшем случае), либо к повреждению редуктора или шатунной колонны из-за перегрузки по крутящему моменту (в худшем случае).

Корректирующие действия: Рассчитывайте параметры наземного насосного агрегата с учетом крутящего момента при холодном пуске, а не только крутящего момента в установившемся режиме работы. Добавьте запас крутящего момента не менее 40–60% сверх максимальной расчетной пиковой нагрузки на полированную штангу в установившемся режиме и внедрите протокол медленного пуска (привод с регулируемой скоростью или запуск с пониженной скоростью с ручным управлением) для любой скважины, остановленной более чем на 4 часа.

Ошибка 4: Использование стандартного зазора между плунжером и стволом при работе с холодной нефтью.

Зазор № 2 (0,001–0,002 дюйма с каждой стороны), идеально работающий в теплой скважине с тяжелой нефтью (температура пласта 180°F), может вызвать заклинивание при холодном пуске в холодной скважине с тяжелой нефтью (температура пласта 80°F). Механизм отличается от заклинивания, вызванного термическим расширением, — это адгезия холодной, вязкой нефтяной пленки в затрубном пространстве.

При очень низких температурах тяжелая нефть в кольцевом зазоре между поршнем и цилиндром фактически превращается в полутвердый адгезионный слой, который необходимо срезать для обеспечения движения поршня. При малом зазоре требуемая сила сдвига пропорциональна вязкости (которая очень высока) и обратно пропорциональна толщине пленки (которая мала при малом зазоре). Такое сочетание создает очень высокие силы сдвига на поверхности поршня при запуске. Если поверхностный элемент обеспечивает достаточный крутящий момент для перемещения поршня через этот адгезионный слой, сдвиг может происходить когезионно внутри нефтяной пленки — безвредно — или адгезионно между нефтью и поверхностью поршня — потенциально опасно.

Меры по устранению неисправности: для скважин с холодной тяжелой нефтью укажите минимальный зазор № 3. Для скважин с особо тяжелыми или битумными нефтью, где температура пласта ниже 80°F, укажите зазор № 4. Примите во внимание снижение объемной эффективности — оно компенсируется путем подбора диаметра скважины. Заклинивший насос, требующий аварийного извлечения, не подлежит восстановлению ни при каких обстоятельствах.

Ошибка 5: Неучет эмульсии в моделировании объемной эффективности.

Во многих скважинах, разрабатывающих тяжелую нефть, образуются стабильные нефтеводные эмульсии — смешанные жидкости со свойствами, существенно отличающимися от свойств чистой нефти или чистой воды. Скважина, разрабатывающая тяжелую нефть с содержанием воды 60%, не просто производит смесь 60% воды и 40% нефти; она часто производит стабильную эмульсию с вязкостью, которая может быть выше, чем у каждой из составляющих ее жидкостей по отдельности, и которая демонстрирует неньютоновское (неньютоновское) поведение.

Инженеры, которые моделируют эффективность насоса, используя вязкость чистого масла или чистой воды, а не фактическую вязкость эмульсии, будут постоянно неправильно оценивать поведение клапана при закрытии, объемную эффективность и требования к крутящему моменту на поверхности. Эта ошибка распространена, поскольку измерение вязкости эмульсии требует отбора проб в скважине и лабораторного анализа, которые не всегда входят в стандартную процедуру характеризации скважины.

Корректирующие действия: Для скважин с тяжелой нефтью, где содержание воды превышает 30%, запросите измерения вязкости эмульсии при рабочей температуре насоса на пробе добываемой жидкости. Используйте измеренную вязкость эмульсии, а не вязкость отдельных компонентов в чистом виде, для всех расчетов размеров насоса и времени открытия клапанов.

Ошибка 6: Указание недостаточного количества внутрискважинного обогрева или разбавителя без корректировки характеристик насоса.

В некоторых операциях по добыче тяжелой нефти для снижения вязкости жидкости в скважине используются внутрискважинные нагреватели, электрический обогрев труб или впрыск разбавителя. Эти системы эффективно изменяют вязкость на насосе с естественной вязкости сырой нефти на существенно более низкое значение после нагрева или разбавления. Технические характеристики насоса должны отражать вязкость на насосе в модифицированном состоянии жидкости, а не естественную вязкость сырой нефти.

Операторы, внедряющие меры по снижению вязкости в процессе эксплуатации, но не пересматривающие технические характеристики насоса, иногда сталкиваются с неожиданным поведением: насос, рассчитанный на высокую вязкость с большим зазором и низким количеством оборотов в минуту, работает неоптимально при более низкой вязкости после модификации, поскольку зазор теперь слишком велик для рабочего перепада давления, а количество оборотов в минуту ниже оптимального диапазона для жидкости с более низкой вязностью.

Корректирующие действия: При планировании мер по снижению вязкости в скважине необходимо включить в процесс проверки технических характеристик насоса. Насос, оптимизированный для нефти с вязкостью 5000 сП, имеет другие характеристики, чем насос, оптимизированный для нефти с вязкостью 500 сП с использованием разбавителя, — и разница в достижимом сроке службы и объемной эффективности существенна.

Ошибка 7: Приобретение насосов без специальной инженерной поддержки для работы с тяжелыми нефтью.

Для выбора насоса для перекачки тяжелых масел требуются инженерные знания, выходящие за рамки стандартного подбора насосов по стандарту API 11AX. Динамика шаровых клапанов в вязкой жидкости, управление тепловым зазором в системах с подачей пара, моделирование крутящего момента при холодном пуске, влияние вязкости эмульсии на объемный КПД — это темы, которые технически подкованный производитель насосов для перекачки тяжелых масел понимает и может проконсультировать. Поставщик, который выполняет заказы на насосы по стандартному каталогу, не запрашивая информацию о вязкости жидкости, температуре резервуара, истории впрыска пара или содержании воды, не предоставляет экспертных знаний в области перекачки тяжелых масел — он поставляет насос, который может быть или не быть подходящим для данного применения.

Меры по исправлению ситуации: проверяйте поставщиков, исходя из их опыта работы с тяжелой нефтью, а не только из общей сертификации API 11AX. Задайте прямой вопрос: «Какие изменения конфигурации вы рекомендуете для нефти с продуктивностью 8000 сП при температуре пласта 120°F и содержании воды 65%?» Ответ на этот вопрос покажет, имеете ли вы дело с настоящим экспертом по тяжелой нефти или с дистрибьютором, торгующим по каталогу.

Часть шестая: Почему сертифицированное производство имеет значение в нефтедобывающей промышленности.

Требования к точности, которые не могут быть прощены для тяжелой нефти.

В скважинах, работающих с тяжелой нефтью, условия эксплуатации значительно усугубляют несоответствия размеров и материалов по сравнению со скважинами, работающими с легкой нефтью. Цилиндр с плохим хромовым покрытием быстро расслаивается под воздействием комбинированного эффекта термических циклов при работе с паром и абразивного действия мелких частиц пласта, взвешенных в вязкой нефти. Небольшое отклонение плунжера от круглой формы создает асимметричные условия зазора, концентрируя вязкое сопротивление и силы адгезии при запуске на одной стороне, ускоряя износ по предсказуемой, но разрушительной схеме.

Эти виды отказов не являются гипотетическими — они с заметной регулярностью встречаются в отчетах о расследованиях отказов на месторождениях тяжелой нефти и почти всегда связаны с ненадлежащим контролем качества на этапе производства. Допуски размеров API 11AX существуют именно для предотвращения этих отказов, и производитель, который активно проходит аудит на соответствие этим требованиям, обеспечивает уровень гарантии качества, недоступный для несертифицированных поставщиков.

Наследие машиностроения в области тяжелой нефти компании «Дуншэн»

Компания Тилинг Дуншэн Нефть Машины и оборудование Ко., ООО. имеет штаб-квартиру в провинции Ляонин — на территории нефтяного месторождения Ляохэ, одного из крупнейших регионов Азии по добыче тяжелой нефти и одного из самых технически сложных регионов мира для добычи тяжелой нефти. Месторождение Ляохэ включает в себя все, что делает искусственное поднятие тяжелой нефти сложной задачей: высоковязкая нефть (плотность по API от 8° до 22°), глубокие продуктивные интервалы, термические операции с закачкой пара, высокая обводненность на большей части месторождения и добыча мелкодисперсных фракций пласта.

Более 25 лет компания Дуншэн поставляет штанговые насосы в эту среду — не как случайный поставщик на периферийный рынок, а как ключевой участник цепочки поставок оборудования для искусственного подъема нефти в одном из основных нефтеносных бассейнов Китая. CNPC и Синопек, две национальные нефтяные компании, которые вместе управляют большей частью добычи тяжелой нефти в Китае, признали Дуншэн утвержденным поставщиком — квалификация, требующая подтверждения эффективности работы именно в тех условиях эксплуатации с тяжелой нефтью, которые описаны в данном руководстве.

Что означает это операционное наследие на практике:

• Конструкции изделий, проверенные в условиях эксплуатации в нефтеносной зоне: конфигурации насосов с длинным плунжером, характеристики теплового зазора и стандартное оборудование для клапанов из карбида вольфрама компании Дуншэн были разработаны и усовершенствованы на основе полевого опыта в условиях добычи нефти в Ляохэ, а не на основе одних лишь теоретических расчетов.

• Команда инженеров, обладающая знаниями в области применения тяжелой нефти: когда вы предоставляете технической команде Дуншэн данные о вязкости жидкости, температуре пласта, обводненности и истории закачки пара, вы получаете рекомендации по техническим характеристикам, основанные на опыте работы именно в этих условиях, а не на стандартном ответе из каталога.

• Система управления качеством, адаптированная для самых требовательных условий эксплуатации: сочетание сертификата API 11AX, сертификации ISO 9001 и квалификации национальной нефтяной компании означает, что системы управления качеством Дуншэн регулярно проверяются на соответствие самым строгим требованиям отрасли.

• Документация, обеспечивающая поддержку программ закупок: протоколы испытаний материалов, записи о проверке размеров, сертификаты термообработки и документация по гидростатическим испытаниям являются стандартными документами, а не специальными запросами.

Специализированные конфигурации продукции Дуншэн для работы с тяжелой нефтью включают: стандартные насосы API РГ и РГА с толстостенными стволами в полном диапазоне диаметров φ28–φ57 мм; конфигурации с длинным плунжером для скважин, где плотность API падает ниже 18° при работе насоса; термостойкие характеристики для применения в системах CSS и САГД; конфигурации с индивидуальной длиной ствола благодаря модульной системе проектирования стволов; и соответствующие стандарту NACE узлы для скважин с тяжелой нефтью, одновременно работающих с H₂S — комбинация, встречающаяся в некоторых нефтеносных зонах Ляохэ и Шэнли.

Заключение:

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.