Введение
Ввод в эксплуатацию каждого штангового насоса начинается обратный отсчет. С момента начала его работы в скважине — обычно от 6 до 20 ходов в минуту, 24 часа в сутки — его компоненты подвергаются износу, усталости и коррозии со скоростью, определяемой условиями эксплуатации скважины. Для инженеров-технологов и оперативных групп понимание того, какие детали изнашиваются быстрее всего, почему они изнашиваются по определенным схемам и что можно сделать для продления срока их службы, — это не просто теоретические знания. Это практическая основа управления затратами на искусственное поднятие нефтяных скважин.
Экономические аспекты весьма существенны. Когда штанговый насос выходит из строя преждевременно, вы заменяете не просто насос. Вы платите за капитальный ремонт, который может стоить от 30 000 до 100 000 долларов и более, в зависимости от глубины скважины, местоположения и доступности буровой установки. Вы теряете добычу в период ремонта. А если бы причина отказа была предсказуемой и предотвратимой за счет более качественных компонентов, вы бы понесли совершенно ненужные затраты.
В этом руководстве описывается внутренняя механиканасос с вакуумным насосомИзнос на рабочей глубине — какие компоненты выходят из строя первыми, физические механизмы, вызывающие этот отказ, как различные условия скважины ускоряют определенные виды износа, и какие конструктивные решения и материалы компонентов могут быть усовершенствованы для изменения последовательности отказов. Мы опирались на опыт эксплуатации, задокументированный на отраслевых форумах, инженерные дискуссии в сообществах нефтегазовой инженерии на Реддит и ветках обсуждений нефтепромысловых технологий на Quora, а также на технические знания производителей о конструкции насосов, чтобы понять, как они выходят из строя.
Цель состоит в том, чтобы предоставить вам диагностическую основу и знания о материалах, необходимые для принятия более обоснованных решений относительно технических характеристик насоса, интервалов технического обслуживания и замены компонентов — решений, которые напрямую влияют на стоимость искусственного подъема нефти в расчете на баррель.
Понимание работы штангового насоса как системы, подверженной износу.
Прежде чем рассматривать отдельные компоненты, стоит представить штанговый насос как единую механическую систему, находящуюся под постоянной нагрузкой. Каждый компонент насоса подвержен воздействию четырех механизмов износа:
Абразивный износ: физическое удаление поверхностного материала более твердыми частицами — в основном, пластовым песком — перемещающимися по поверхностям компонентов под давлением.
Адгезионный износ: перенос материала между двумя поверхностями, находящимися в скользящем контакте, при разрушении смазочной пленки между ними. В цилиндрах и плунжерах насосов в качестве смазки выступает сама добываемая жидкость — свойства жидкости (вязкость, смазывающие свойства, содержание воды) напрямую влияют на скорость адгезионного износа.
Коррозионный износ: химическое воздействие на поверхности компонентов со стороны компонентов добываемой жидкости — в первую очередь растворенных газов (H₂S, CO₂), пластовой воды (часто с высокой соленостью) и органических кислот, иногда присутствующих в сырой нефти. Коррозионный износ растворяет или ослабляет поверхности материала, делая их более восприимчивыми к последующим абразивным и адгезионным воздействиям.
Усталостное разрушение: Многократные циклы напряжений — каждый ход поршня насоса воздействует на компоненты сжимающими и растягивающими нагрузками — в конечном итоге инициируют и распространяют трещины в материале. Усталостное разрушение зависит от амплитуды напряжений, количества циклов и качества материала.
В правильно подобранном насосе с штанговым приводом, работающем в чистых, умеренных условиях, все четыре механизма работают медленно. В насосах с неправильно подобранными характеристиками или стандартных насосах, работающих в суровых условиях, один или несколько механизмов резко ускоряются, что приводит к преждевременному выходу компонентов из строя.
Основной изнашиваемый узел: поршень и ствол насоса.
Зона соприкосновения плунжера с корпусом насоса является наиболее подверженным износу местом в штанговом насосе. Плунжер совершает возвратно-поступательное движение внутри корпуса насоса за каждый цикл хода — тысячи циклов в день — в то время как минимальный зазор между ними поддерживает перепад давлений, обеспечивающий работу насоса.
Почему происходит износ в месте соединения поршня и ствола?
Поверхность плунжера и канал ствола находятся в практически непосредственном контакте по всей длине плунжера в каждый момент работы. Зазор между ними — от 0,0005" при самом плотном соединении по стандарту API до 0,0025" при самом свободном — это не пространство. Он заполнен поступающей жидкостью, которая одновременно служит уплотнением под давлением и смазочной пленкой, предотвращающей прямой контакт металла с металлом.
Когда эта пленка жидкости достаточна — чистая смазывающая жидкость соответствующей вязкости — скорость износа в месте соприкосновения плунжера и цилиндра низка, и насос работает в течение расчетного срока службы. Когда пленка нарушается — частицами песка, перекрывающими зазор, пузырьками газа, создающими сухие зоны контакта, или коррозионными компонентами жидкости, воздействующими на металлические поверхности, — износ быстро ускоряется.
Анализ характера износа: как выглядят отказы
Равномерный износ ствола: Когда износ равномерно распределен по окружности канала ствола и вдоль его длины, причиной обычно является общее истирание мелкими частицами песка или адгезионный износ из-за недостаточной смазки жидкостью. Эта закономерность развивается постепенно — объемная эффективность медленно снижается по мере увеличения зазора между плунжером и стволом, снижение производительности можно измерить по карте насоса, и насос, как правило, подает достаточное предупреждение перед отказом.
Локализованный износ ствола (задиры): Задиры — глубокие направленные канавки, вырезанные в канале ствола, — указывают на конкретное событие отказа, а не на постепенное прогрессирование износа. Крупные частицы песка, застрявшие в зазоре, или контакт плунжера со стенкой ствола из-за смещения, создают задиры, которые быстро делают уплотнительную поверхность неработоспособной. Задиры могут привести к отказу насоса в течение нескольких дней после их появления.
Износ поверхности плунжера и разрушение покрытия: Хромированные поверхности плунжера изнашиваются в два этапа: сначала хромовое покрытие постепенно истончается, затем обнажается стальная подложка под ним. Контакт стали со сталью в цилиндре значительно ускоряет износ по сравнению с контактом хрома с хромом. Переход от износа хрома к обнажению подложки часто является функциональным концом срока службы плунжера.
Характеристики плунжеров, изготовленных методом напыления металла: Производственные возможности компании Дуншэн включают в себя изготовление плунжеров методом напыления металла — процессы термического напыления, при которых на поверхность плунжера наносятся покрытия из карбида вольфрама или карбида хрома. Напыляемые металлические покрытия обеспечивают значительно более твердую поверхность, чем гальваническое хромирование (часто более 1400 ВВ против 900-1000 ВВ для твердого хрома), с превосходными характеристиками в условиях абразивной эксплуатации. Плунжеры, изготовленные методом напыления металла и используемые в скважинах для добычи песка, обычно имеют срок службы в 2-3 раза дольше, чем хромированные аналоги в тех же условиях.
Роль класса посадки поршня в скорости износа
Стандарт API 11AX определяет четыре класса посадки плунжера в зависимости от диаметрального зазора. Выбор класса посадки напрямую определяет траекторию скорости износа:
Слишком малый зазор для вязкости жидкости и условий заполнения песком: зазор слишком мал для того, чтобы добываемая жидкость поддерживала стабильную смазочную пленку, или частицы песка перекрывают зазор, а не проходят сквозь него. Результат: ускоренный адгезионный износ или образование царапин.
Правильный зазор для данного применения: поддерживается стабильная гидропленка, частицы песка разумного размера проходят без образования заторов, и насос работает с износом, близким к расчетному.
Слишком большой зазор для вязкости жидкости: Зазор настолько велик, что уплотнение под давлением чрезмерно протекает, снижая объемную эффективность и требуя от насоса большей нагрузки (больше ходов на единицу производительности), что ускоряет общий износ.
Точность, с которой производитель достигает целевых показателей посадки, определяет, насколько стабильно насосы в рамках одного заказа соответствуют расчетным показателям износа. Производственные процессы Дуншэн включают выравнивание и унифицированную шлифовку — при которой плунжер и цилиндр шлифуются и измеряются как парные детали для достижения целевого зазора, а не полагаются на суммирование допусков взаимозаменяемых деталей. Такой подход обеспечивает более жесткий контроль зазора и более стабильные показатели износа, чем стандартные методы производства.
Вторая точка отказа: клапаны насосов.
Следующими по частоте поломок являются узлы подвижного и неподвижного клапанов.штанговые насосыА в условиях высокого содержания песка или сильного абразивного износа они иногда выходят из строя первыми.
Как работают клапаны насосов и почему они изнашиваются
Перемещающийся клапан (расположенный в плунжерном узле) и стоячий клапан (расположенный в нижней части корпуса насоса, непосредственно над впускным отверстием) работают по одному и тому же основному принципу: шарик отрывается от обработанного седла, обеспечивая поток жидкости в одном направлении, и прижимается к нему, предотвращая обратный поток в противоположном направлении. Герметичность контакта шарика с седлом обеспечивает поддержание перепада давления между камерой насоса выше и ниже перемещающегося клапана, а также между насосом и трубкой выше стоячего клапана.
Каждый ход поршня насоса включает как минимум два события прилегания клапана к седлу — шарик ударяется о седло в нижней точке хода вниз или вверх и должен обеспечить немедленное уплотнение. При типичных скоростях вращения насоса и давлении в скважине это составляет сотни тысяч ударов прилегания в месяц. Шарик и седло должны сохранять точную, герметичную геометрию контакта на протяжении всех этих ударов, подвергаясь воздействию абразивной и коррозионной добываемой жидкости.
Механизмы износа клапанов и виды отказов
Абразивный износ шара и седла: Частицы песка, захваченные добываемой жидкостью, присутствуют в обоих местах клапана. Когда клапан резко закрывается, частицы песка между шаром и седлом истирают обе поверхности при каждом ударе. На шаре образуются плоские изношенные поверхности, препятствующие полному герметизированию. На седле образуется кольцевой износ — канавка, выточенная на поверхности седла, которая также препятствует полному герметизированию. В результате происходит утечка из клапана, что снижает объемную эффективность насоса и в конечном итоге делает насос неработоспособным.
Ударная усталость: При высоких скоростях насоса или высоком перепаде давления шаровые опоры клапанов испытывают значительные ударные нагрузки при каждом цикле срабатывания. За миллионы циклов это может привести к образованию усталостных трещин в материале шара, особенно если качество материала соответствует минимальным требованиям или близко к ним. Разрушение шара — раскалывание шара, а не износ — является острым видом разрушения при ударной усталости и носит катастрофический характер. Раздробленные фрагменты шара могут заклинить сепаратор клапана, препятствовать открытию клапана или переместиться вверх по скважине, вызывая дополнительные повреждения.
Коррозионное воздействие на седла клапанов: В добываемых жидкостях, содержащих H₂S или насыщенных CO₂, материалы седел клапанов могут подвергаться химическому воздействию. Образование точечных повреждений на поверхности в результате коррозии снижает качество контакта с седлом и создает очаги концентрации напряжений, способствующие зарождению усталостных трещин. Коррозионное воздействие особенно разрушительно для седел из углеродистой стали, не имеющих адекватной защитной легирующей пропитки.
Износ сепаратора клапана и подвижного узла: сепаратор клапана, который удерживает шарик и направляет его движение, также является изнашиваемой поверхностью. Пескоструйная обработка внутренней поверхности сепаратора снижает точность направления шарика, в конечном итоге приводя к боковому смещению шарика, что смещает его относительно седла и препятствует плотной посадке.
Выбор материала клапана: экономически выгодное обновление
Из всех доступных вариантов модернизации материалов компонентов дляштанговые насосыШарики и седла клапанов из карбида вольфрама представляют собой одно из лучших соотношений стоимости и срока службы. Разница в твердости чрезвычайно велика: стандартные шарики клапанов из нержавеющей стали 440C имеют твердость 58-60 ХРК; шарики из карбида вольфрама — 89-93 HRA, что на порядок тверже, чем частицы песка, которые в противном случае истирали бы их.
В скважинах с содержанием песка, заметно сокращающим срок службы стандартных стальных клапанов (обычно более 0,5% песка по объему в добываемой жидкости), компоненты клапанов из карбида вольфрама, как правило, увеличивают срок службы клапанов в 3-5 раз по сравнению со стальными аналогами. Дополнительные затраты на один насос окупаются в течение первого увеличенного интервала обслуживания в скважинах, которые в противном случае потребовали бы более частого ремонта для замены клапанов.
В средах с преобладанием H₂S или высоким содержанием CO₂ компоненты клапанов из сплава Инконель 625 или нержавеющей стали 17-4 PH обеспечивают коррозионную стойкость, предотвращающую отказ из-за химической коррозии. В пароинжекционном термическом насосе-утилизаторе Дуншэн специально используется сплав Инконель 625 в критически важных компонентах трубопровода — те же коррозионные и термостойкие свойства, которые делают Инконель 625 подходящим для работы с паром, также делают его подходящим для работы с коррозионно-активными добываемыми жидкостями.
Разрушение, вызванное песком: ускоритель, который меняет всё.
Вынос песка из пласта является наиболее распространенной причиной износа штанговых насосов. Понимание того, как песок взаимодействует с каждым компонентом насоса, и какие существуют конструктивные решения, имеет важное значение для операторов на любом песчаном месторождении.
Как песок достигает каждого компонента и повреждает его
Песок проникает внасос с вакуумным насосомДобываемая жидкость проходит через впускное отверстие насоса. От этой точки входа она следует по пути потока жидкости через неподвижный клапан, в цилиндр насоса, через подвижный клапан и выходит через отверстие плунжера в трубную колонну выше.
Повреждение клапана из-за его застоя: жидкость, содержащая песок, воздействует на шарик и седло клапана при каждом ходе поршня. Высокая концентрация песка ускоряет износ шарика и седла в этом месте быстрее, чем в любом другом месте насоса, поскольку скорость потока через впускное отверстие здесь самая высокая, а плотность частиц песка во поступающей жидкости максимальна.
Абразивный износ ствола насоса: песок в жидкостной пленке между плунжером и стволом действует как мелкозернистая абразивная масса по всей длине хода плунжера. Даже мелкий песок (менее 100 микрон) вносит существенный вклад в износ ствола при значительной концентрации. Более крупный песок (более 200 микрон) может перекрывать зазор между плунжером и стволом, создавая задиры, которые приводят к резкому отказу, а не к постепенному износу.
Повреждение подвижного клапана: концентрация песка в насосной камере (выше стоячего клапана, ниже подвижного клапана) ниже, чем в поступающей жидкости — происходит некоторое осаждение, но оно все же значительно. Подвижный клапан подвергается аналогичному износу шарового седла, как и стоячий клапан, обычно с несколько меньшей скоростью из-за меньшей скорости потока.
Заклинивание плунжера: Когда крупные частицы песка скапливаются под плунжером во время его хода вниз, они могут гидравлически заблокировать насос — плунжер не может завершить свой ход, поскольку несжимаемые твердые частицы занимают пространство, необходимое для его входа. Это состояние полностью препятствует перекачке и часто требует капитального ремонта для устранения неисправности.
Проектная инструкция по применению длиннопоршневого устройства для контроля песка
Конструкция длиннопоршневого насоса с плунжером для контроля пескоотделения учитывает специфические механические процессы износа плунжера и его корпуса, связанные с попаданием песка. В стандартной конструкции плунжера скопление песка в нижней точке хода плунжера может привести к его небольшому наклону при опускании — этот наклон, даже в масштабе долей миллиметра, создает неравномерный контакт между плунжером и корпусом, что концентрирует износ и риск образования зазубрин в определенных местах.
Длинная конструкция плунжера обеспечивает его соосность за счет большей длины подшипника. Увеличенная площадь поверхности плунжера обеспечивает большую площадь контакта, снижая чувствительность к наклону и более равномерно распределяя контактные усилия по всей длине ствола. В скважинах, предназначенных для добычи песка, длинные плунжеры неизменно обеспечивают более длительный срок службы, чем плунжеры стандартной длины, работающие в тех же условиях — преимущество в соосности напрямую снижает количество локальных повреждений, вызывающих наиболее серьезные отказы.
Как описал один инженер-технолог в обсуждении на Реддит, посвященном нефтяной отрасли: «Мы перешли на конструкции с длинным плунжером для контроля пескообразования в рамках нашей программы добычи тяжелой нефти после года отслеживания причин поломок скважин. Износ шарового седла и задиры плунжера в песчаных скважинах составляли более 60% всех наших поломок. Конструкция с длинным плунжером сократила эту категорию более чем вдвое».
Механизмы отказов, связанные с газом
Газ — будь то свободный газ в добываемой жидкости или газ, выходящий из раствора в условиях пониженного давления на глубине закачки, — создает механизмы разрушения вштанговые насосыкоторые отличаются от механического истирания.
Газовый запор: полный отказ системы
Газовая пробка возникает, когда свободный газ накапливается в цилиндре насоса над неподвижным клапаном до такой степени, что подвижный клапан не может открыться при ходе вверх. Этот механизм противоречит интуиции тех, кто ожидает механической поломки: насос не ломается — он работает нормально, но сжимаемость газа препятствует созданию перепада давлений, необходимого для открытия подвижного клапана. Насос совершает ход, не перемещая жидкость, и не производит никакой продукции.
Газовая пробка не сразу повреждает компоненты насоса, но вторичные эффекты вредны. Насос, заблокированный газом, продолжает перемещать колонну насосных штанг под практически нулевой нагрузкой — это изменение характера нагрузки влияет на распределение напряжений в колонне штанг и может ускорить усталость штанг. Если насос в конечном итоге выходит из газовой пробки из-за случайных изменений давления, внезапное восстановление нагрузки от столба жидкости на штанги создает переходную динамическую нагрузку, которая может превысить пределы усталости.
Жидкий молоток: режим острой неисправности
Жидкостный удар — внезапный удар подвижного клапанного узла о неподвижный клапан или седло насоса при переходе насоса из состояния газовой пробки в состояние полного контакта с жидкостью — является наиболее опасным острым видом отказа, связанным с добычей газа. Приводимые ударные нагрузки могут привести к разрушению корпусов клапанов, деформации седел клапанов, повреждению плунжерных узлов и растрескиванию корпусов насосов. Жидкостные удары также стали причиной отказов насосных штанг и повреждений наземного оборудования, передающихся через колонну штанг.
Конструкция противогазового штангового насоса
Штоковый насос Дуншэн с защитой от газов решает проблему отказов, связанных с газом, за счет механической модернизации системы впускного клапана. Ключевым нововведением является механическая конструкция впускного масляного клапана с механизмом открытия и закрытия, которая использует возвратно-поступательное движение штока насоса, а не только разницу давлений жидкости, для открытия и закрытия клапана. Этот механический привод предотвращает накопление газа в полости насоса, обеспечивая открытие впускного клапана при каждом ходе поршня независимо от условий давления газа.
Конструкция, предотвращающая попадание газа, включает в себя три специфических инженерных решения, направленных на устранение описанных выше механизмов отказов:
Механический привод клапана: шток насоса напрямую приводит в движение впускной клапан, предотвращая скопление газа, которое приводит к образованию газовой пробки. Газ, поступающий в полость насоса, выталкивается через выходной канал, а не накапливается.
Высокопрочные коррозионностойкие сплавы, используемые в качестве материалов для впускных клапанов: Поскольку механически управляемый впускной клапан работает в условиях иной динамической нагрузки, чем клапан, регулирующий только перепад давления, его компоненты изготавливаются из коррозионностойкого сплава, а не из стандартной углеродистой стали. Это предотвращает усталостное разрушение материала из-за многократного механического воздействия, характерного для газораспределительных систем.
Оптимизированная геометрия направляющего канала: траектория потока жидкости через насос оптимизирована для минимизации турбулентности и восстановления давления. Снижение турбулентности уменьшает локальные перепады давления внутри насоса, которые ускоряют высвобождение растворенного газа из сырой нефти — удержание газа в растворе на большей части пути потока насоса уменьшает объем газа, доступный для образования блокировки.
Эти три особенности в совокупности систематически предотвращают отказы, вызванные газовой пробкой и гидроударом, — не путем их допустимости, а путем устранения условий, которые их вызывают.
Влияние температуры и термических циклов на износ насоса
Температура в скважине, и особенно термические колебания в скважинах, подвергающихся циклам закачки и добычи пара, создают механизмы износа, на которые стандартные конструкции насосов не рассчитаны.
Влияние теплового расширения на зазор
Компоненты насоса расширяются с повышением температуры. Зазор между плунжером и стволом, заданный при температуре окружающей среды, изменяется, когда оба компонента находятся при температуре в скважине — это изменение обычно незначительно в скважинах с умеренной температурой, но становится существенным в условиях высоких температур.
Что еще более важно, разница в термическом расширении между разнородными материалами в насосном узле может создавать концентрацию напряжений и изменять размеры, что влияет на посадку компонентов. Хромированное покрытие стальных цилиндров и плунжеров имеет другой коэффициент термического расширения, чем сталь подложки — при повышенных температурах эта разница может вызывать напряжение в хромовом слое и, в результате многих термических циклов, отслоение покрытия.
Теплоотдача при впрыскивании пара: экстремальные тепловые условия.
В условиях термической рекуперации при впрыскивании пара возникают проблемы с компонентами насоса, с которыми не справляются стандартные конструкции насосов. Когда пар температурой 300-350°C впрыскивается через насос или вокруг него — для снижения вязкости тяжелой нефти при добыче — каждый контактирующий с жидкостью компонент в потоке пара подвергается длительному воздействию высокотемпературного пара высокого давления.
Стандартные стальные компоненты размягчаются и теряют стабильность размеров. Стандартное хромирование разрушается под воздействием циклических термических нагрузок. Стандартные уплотнительные механизмы не могут сохранять целостность при многократных циклах нагрева и охлаждения.
Одноразовый шприцевой насос для впрыска пара с рекуперацией тепла от компании Дуншэн специально разработан для таких условий эксплуатации. Ключевые конструктивные элементы, предотвращающие механизмы тепловых отказов, включают:
Использование трубок из сплава Инконель 625: Втулки из сплава Инконель 625 используются для обеспечения циркуляции пара через насос. Инконель 625 — это никель-хром-молибденовый суперсплав, который сохраняет свою прочность и коррозионную стойкость при температурах выше 980°C — значительно превышающих рабочую температуру 350°C в системах парового впрыска. Выбор этого материала напрямую предотвращает размягчение, деформацию и химическое воздействие, которые приводят к выходу из строя компонентов из стандартных сплавов при непрерывной обработке паром.
Допуск ±0,01 мм на уплотнение поверхности конуса плунжера: Поверхность конуса плунжера, герметизирующаяся с корпусом насоса во время эксплуатации, должна обеспечивать герметичность «металл к металлу» после каждого цикла термической регенерации. Поддержание необходимой точности размеров для обеспечения целостности металлического уплотнения при давлении 15 МПа в течение многократных термических циклов требует допусков обработки ±0,01 мм — уровней допуска, требующих высокоточной обработки на станках с ЧПУ и строгих измерений. Эта точность размеров была подтверждена полевыми испытаниями на нефтяном месторождении Ляохэ, где насос сохранял ≥85% сухости пара в течение нескольких циклов термической регенерации.
Интеграция механических соединений: Подъемная штанга диаметром 200 мм, активирующая режим впрыска пара — соединяющая паровой канал с колонной труб через механизм уплотнительной трубки — должна надежно работать после длительной эксплуатации в условиях высоких температур. Компоненты механического соединения, обеспечивающие эту функцию, проектируются и тестируются на термическую стабильность в ожидаемом диапазоне рабочих температур.
Инструмент включения/выключения: компонент, который выходит из строя незаметно.
Механизм соединения штанг насоса и насоса, позволяющий разъединить их без демонтажа насоса, — это компонент, неисправность которого часто остается незамеченной до тех пор, пока не вызовет проблемы в работе.
Как выходит из строя прибор включения/выключения
Механизм включения/выключения инструмента многократно повторяет циклы зацепления и отсоединения. В каждом цикле к поверхностям зацепления прикладывается крутящий момент и осевая сила. Со временем:
Износ поверхностей зацепления: поверхности зацепления, передающие крутящий момент между колонной штанг и насосом, изнашиваются при каждом соединении и разъединении. Изношенные поверхности зацепления требуют большего крутящего момента для обеспечения надежного соединения и могут не передавать полный крутящий момент колонны штанг, вызывая проскальзывание во время работы насоса.
Коррозия механизмов зацепления: В условиях скважины механизмы включения/выключения инструмента подвергаются воздействию добываемой жидкости. Коррозия поверхностей зацепления снижает точность геометрии зацепления, что дополнительно снижает надежность передачи крутящего момента.
Усталостное разрушение участков с высокими напряжениями: изменения поперечного сечения инструмента при включении и выключении создают точки концентрации напряжений. При многократной циклической нагрузке, возникающей при работе насоса, в этих местах могут образовываться усталостные трещины.
Конструкция инструмента Дуншэн с механизмом включения/выключения напрямую решает эти проблемы: в ключевых областях используются более толстые поперечные сечения материала и поверхностное упрочнение для достижения превосходной прочности; технические характеристики включают в себя расчетную усталостную прочность, коррозионную стойкость и износостойкость; а механизм зацепления разработан для простоты использования в полевых условиях — он позволяет рабочим отделять штоковую колонну от насоса без демонтажа, оставляя насос в скважине.
Выявление износа инструмента в режиме «включено/выключено» до его поломки.
Периодический износ инструмента часто можно диагностировать до поломки с помощью поверхностных индикаторов:
Увеличение момента зацепления, необходимого при сборке арматурной колонны.
В ходе плановых проверок колонны штанг видны следы износа на поверхностях соприкосновения.
Изменения формы динамометрической карты насоса указывают на изменение передачи усилия от штока к насосу.
Своевременное выявление износа инструмента на этом этапе и его замена до поломки позволяют избежать более дорогостоящего сценария отказа, когда штанговая колонна отсоединяется от насоса в скважине, что требует проведения операции по извлечению инструмента, а не обычной вытяжки штанговой колонны.
Прогресс износа ствола помпового ружья: временная шкала.
Понимание того, как происходит износ ствола насоса на протяжении всего срока его службы, помогает инженерам устанавливать соответствующие интервалы осмотра и критерии замены.
Этап 1: Период привыкания (0-30 дней)
Новые компоненты насоса имеют поверхностные неровности — микроскопические выпуклости, образовавшиеся в результате механической обработки, — которые быстро изнашиваются в течение первого периода эксплуатации. Такой износ в процессе приработки является нормальным. Скорость износа в процессе приработки выше, чем в установившемся режиме, и ее не следует экстраполировать для прогнозирования срока службы в долгосрочной перспективе.
В период приработки важно избегать работы насоса в условиях высоких нагрузок — чрезвычайно высокие скорости вращения насоса, аномально высокие температуры жидкости или необычно высокая концентрация песка в этот период могут привести к тому, что износ в процессе приработки перерастет в повреждение, а не в нормальное прилегание поверхности, которое должно происходить.
Этап 2: Стабильный износ (срок службы дизайнерской одежды)
После приработки скорость износа стабилизируется, переходя в более низкий режим. Объемный КПД достигает или приближается к расчетному значению. Насос обеспечивает производительность, на которую он был рассчитан. Этот период представляет собой фазу обеспечения эффективности работы насоса в течение всего срока его службы.
Продолжительность этой фазы — фактическое время жизни, которое операторы стремятся максимизировать, — является произведением следующих величин:
Качество и твердость поверхности канала ствола
Качество и твердость покрытия поверхности поршня
Прозрачность (содержание песка) и смазывающие свойства получаемой жидкости.
Зазор между плунжером и цилиндром (класс посадки), соответствующий рабочей жидкости и условиям эксплуатации.
Рабочая скорость насоса (количество ходов в минуту — чем ниже скорость, тем меньше износ в единицу времени).
В обсуждении на Реддит в r/Нефтеинженерное дело была отражена реальная ситуация: «Срок службы наших скважин с высокой концентрацией тяжелой нефти, подверженных песковой эрозии, увеличился в среднем с 8 месяцев до 16 месяцев после того, как мы заменили стандартный хромированный ствол и плунжер на хромированный ствол с металлическим напылением. Это означает снижение частоты капитального ремонта на 50% в рамках программы по 40 скважинам — а расчеты стоимости даже близко не сходятся».
Этап 3: Ускоренный износ (подход, ориентированный на завершение срока службы)
По мере износа поверхностей ствола и плунжера зазор увеличивается сверх первоначального допустимого значения. Накапливаются несколько факторов:
Объемная эффективность снижается по мере увеличения утечки через зазор между поршнем и цилиндром.
Снижение качества жидкостной пленки в увеличенном зазоре еще больше ускоряет износ (процесс самоподдерживающегося эффекта).
Уменьшение толщины поверхностного покрытия повышает вероятность прорыва в структуру материала.
На этом этапе на динамометрических картах насоса начинают проявляться характерные изменения: уменьшение нагрузки на жидкость за один ход поршня, изменение характера распределения нагрузки, а иногда и нестабильное поведение из-за периодических колебаний жидкости.
Определение правильного порога замены
Решение о замене насоса — до катастрофического отказа, требующего аварийного капитального ремонта, или в случае планового ремонта в удобное время — является одним из наиболее важных решений в управлении системами искусственного подъема нефти.
К инструментам определения подхода к завершению жизни относятся:
Анализ данных динамометрической карты насоса: изменения формы карты и поведения уровня жидкости указывают на снижение объемной эффективности.
Обнаружение уровня жидкости в фунтах: показания уровня жидкости в фунтах на карте динамометра указывают на неполное заполнение насоса, что свидетельствует о снижении его эффективности.
Анализ тенденций добычи: устойчивое снижение добычи, обусловленной работой насосов, при стабильном снижении уровня воды свидетельствует о снижении эффективности насосов, а не об истощении запасов пласта.
Определение базовых характеристик динамометрической карты при первоначальной установке насоса и отслеживание изменений в течение всего срока его службы обеспечивает основу для планирования профилактической замены.
Решения о модернизации материалов: анализ затрат и выгод.
Для инженеров-технологов и менеджеров по закупкам, оценивающих модернизацию материалов компонентов, структура принятия решений в принципе проста, но требует наличия достаточно конкретных данных для точного выполнения.
Расчет срока службы и стоимости модернизации
Для модернизации любых компонентов:
Рассчитайте стоимость капитального ремонта скважины: это общая стоимость работ по капитальному ремонту — буровая установка, бригада, химикаты, подготовка площадки и потери добычи в течение периода ремонта. Это та стоимость, которой вы пытаетесь избежать, продлевая срок эксплуатации скважины.
Оцените текущий срок эксплуатации скважины: на основе исторических данных по капитальному ремонту скважины или аналогичных скважин на месторождении.
Оцените ожидаемое увеличение срока службы: это определяется на основе полевых данных по аналогичным материалам, используемым в скважинах со схожими условиями эксплуатации. Для клапанов из карбида вольфрама по сравнению со стальными в скважинах с пескоотделением подтверждено увеличение срока службы в 3-5 раз, что подтверждается многочисленными полевыми исследованиями. Для плунжеров из напыленного металла по сравнению с хромированными плунжерами в условиях абразивной эксплуатации хорошо задокументировано увеличение срока службы в 2-4 раза.
Рассчитайте стоимость модернизации одного насоса: дополнительные затраты, связанные со спецификацией модернизированных компонентов.
Рассчитайте точку безубыточности: при каком кратном сроке службы затраты на модернизацию точно равны экономии на затратах на капитальный ремонт?
В подавляющем большинстве случаев этот расчет убедительно свидетельствует в пользу модернизации материалов для скважин, эксплуатируемых в условиях значительного абразивного или коррозионного воздействия. Экономическая целесообразность редко бывает одинаковой — затраты на модернизацию обычно составляют лишь небольшую часть даже одной предотвращенной капитальной реконструкции.
Руководство по приоритетам обновления компонентов
На основе данных о частоте отказов в различных условиях эксплуатации:
Наивысший приоритет — Компоненты клапанов (шарики и седла): Шарики и седла из карбида вольфрама в любой скважине с содержанием песка более 0,5%. Коррозионностойкий сплав (17-4 PH, Инконель 625) в любой скважине с содержанием H₂S выше 10 ppm или CO₂ выше 3%. Эти усовершенствования затрагивают компоненты, которые чаще всего выходят из строя первыми, при наименьших дополнительных затратах.
Высокий приоритет — Покрытие поверхности плунжера: нанесение металлического покрытия на плунжер в любой скважине с постоянным выносом песка или тяжелой нефтью (выше 500 сП на глубине откачки). Плунжер является вторым по частоте компонентом, первым выходящим из строя, а покрытие поверхности является основным фактором, определяющим износостойкость.
Средний приоритет — Обработка поверхности ствола: хромированный ствол во всех скважинах, производящих песок (стандартные минимальные значения API не следует считать достаточными там, где добывается значительное количество песка). Азотированный ствол для применений, связанных с усталостными нагрузками.
Специализированные решения для конкретных ситуаций — Комплексная разработка специализированных насосов: для скважин с высокой газодобычей — конструкция с длинным плунжером для контроля пескообразования. Для операций термической рекуперации — специально разработанный пароинжекционный насос для термической рекуперации с внутренними компонентами из сплава Инконель 625. Для скважин с высоким газонефтяным соотношением — конструкция насоса с противогазовым приводом.
Распознавание износа по поверхностным индикаторам
Инженеры-технологи и операторы скважин не всегда имеют доступ к насосу для непосредственного осмотра. Поверхностные индикаторы предоставляют важные сигналы об износе.
Признаки износа компонентов по данным динамометрических испытаний
График зависимости нагрузки на шток насоса от его положения во время хода поршня содержит диагностическую информацию о неисправностях конкретных компонентов при правильном анализе.
Характерный признак утечки клапана: искажение в виде параллелограмма на графике хода вниз на динамометрической карте указывает на утечку из подвижного клапана. Жидкость, нагруженная на ходе вверх, просачивается обратно через подвижный клапан на ходе вниз, вместо того чтобы подниматься на поверхность. Величина искажения приблизительно коррелирует с серьезностью утечки.
Характерные признаки утечки через запорный клапан: аналогичные искажения, затрагивающие восходящую часть карты. Запорный клапан не удерживает столб жидкости над собой во время подъема — жидкость протекает обратно через запорный клапан по мере подъема поршня.
Характерный сигнал «удар жидкости»: пикирующий звук «"spike"» в нижней части графика хода поршня динамометра указывает на внезапное воздействие плунжера на жидкость после прохождения через заполненное газом пространство. Этот сигнал свидетельствует либо о накоплении газа в насосе (приближение к газовой пробке), либо о прекращении откачки (скважина не производит достаточно жидкости для заполнения насоса при каждом ходе).
Характерные признаки износа поршня: уменьшение нагрузки на жидкость за один ход — видимое в виде сжатой вертикальной шкалы на динамометрической карте по сравнению с исходным базовым уровнем при установке — указывает на увеличение зазора между поршнем и цилиндром и снижение объемной эффективности.
Снижение добычи объясняется разницей между насосом и водохранилищем.
Для определения приоритетности работ по капитальному ремонту скважин важно различать снижение добычи, вызванное износом насосов, и естественное снижение пластового давления. Признаки того, что снижение добычи связано с насосами, а не с пластом:
Спад начался резко или значительно ускорился в определенный момент времени (часто указывая на конкретное событие отказа), а не следовал плавному экспоненциальному спаду.
На графике динамометрического стенда насоса отображаются показатели потери эффективности (утечка через клапан, давление жидкости), соответствующие снижению производительности.
Анализ зависимости производительности от притока (ИС) показывает, что водохранилище имеет большую пропускную способность, чем насос извлекает.
Аналогичные скважины на сопоставимых пластах поддерживают добычу без сопоставимого снижения.
Заключение
Понимание того, что надевается в первую очередь,насос с вакуумным насосом— и почему — преобразует решения по техническому обслуживанию и закупкам из реактивных в проактивные. В стандартных условиях эксплуатации скважин основными местами износа являются интерфейс плунжера и клапанные узлы. В скважинах с пескоотделением клапаны часто первыми выходят из строя. В скважинах с высоким газонефтяным соотношением газовая пробка и гидроудар создают режимы отказов, которые полностью обходят нормальное развитие износа. В термических операциях по добыче нефти температура определяет срок службы компонентов до того, как механический износ станет существенным.
Для каждого из этих типов отказов существуют инженерные решения, которые изменяют последовательность отказов — увеличивают срок службы, обеспечивают более предсказуемое снижение производительности и сокращают частоту незапланированных ремонтных работ. Клапаны из карбида вольфрама, плунжеры из напыленного металла, конструкции с длинным плунжером для контроля песка, механические противогазовые клапанные системы и высокотемпературные компоненты из сплавов для работы в условиях высоких температур — это не просто дополнительные продукты премиум-класса. Это инженерные решения для конкретных, задокументированных механизмов отказов, которые имеют хорошо обоснованную экономическую целесообразность при сравнении с затратами на ремонтные работы, которые они позволяют сократить.
Программы по установке штанговых насосов с наименьшими затратами на искусственный подъем нефти в расчете на баррель — это не те, которые закупают самые дешевые насосы. Это те, которые точно подбирают характеристики насосов в соответствии с условиями скважины, выбирают материалы компонентов, устойчивые к преобладающему механизму отказа в каждой категории скважин, и достаточно тщательно отслеживают данные о производительности, чтобы заменять насосы заблаговременно, а не в ответ на уже возникшие проблемы.
Если правильно определить спецификацию — начиная с данных о скважинах, которые лежат в её основе, — то все остальные показатели затрат будут вытекать из этого фундамента.
Часто задаваемые вопросы
В: Как долго обычно служат клапаны насосов с насосной штангой по сравнению с корпусом и плунжером насоса?
A: В чистых скважинах с низким содержанием песка стандартные стальные шары и седла клапанов часто служат дольше, чем изнашивается плунжер и цилиндр, то есть цилиндр и плунжер заменятся первыми. Однако в скважинах с высокой песчаной активностью (содержание песка более 0,5% по объему) износ клапанов часто опережает износ цилиндра и плунжера, что делает клапаны первым компонентом, требующим замены, или причиной первой эксплуатационной поломки. В зависимости от условий скважины соотношение меняется. Для скважин со значительной песчаной активностью установка шаров и седел клапанов из карбида вольфрама при первоначальной установке насоса почти всегда экономически оправдана — дополнительные затраты на один насос невелики по сравнению с одним ремонтом клапана. Насосные установки Тилинг Дуншэн доступны со стандартными компонентами клапанов из карбида вольфрама в качестве опции модернизации, что подтверждается более чем 24-летним опытом работы на нефтедобывающих месторождениях Китая, где добывается песок.
В: Каковы признаки того, что перед проведением капитального ремонта скважины необходимо заменить плунжер штангового насоса?
А: Наиболее надежным поверхностным индикатором является карта динамометра насоса. Снижение нагрузки жидкости за один ход поршня — видимое как уменьшение вертикальной высоты карты динамометра по сравнению с базовым уровнем — указывает на увеличение зазора между плунжером и стволом и снижение объемной эффективности. Вспомогательные индикаторы включают снижение добычи, обусловленной работой насоса, при стабильном притоке, увеличение частоты отключения откачки (скважина не справляется с объемом работы насоса из-за низкой эффективности) и признаки утечки через клапан на карте динамометра (уменьшение перепада давления из-за утечки через плунжер может повлиять на работу клапана). Когда эти индикаторы появляются постоянно и ухудшаются в течение 2-4 недель наблюдения, упреждающее планирование капитального ремонта скважины — вместо ожидания полного отказа насоса — обычно снижает общий сбой в работе, избегая аварийной мобилизации буровой установки и позволяя запланировать ремонт на оптимальное для работы время.
В: Почему песок приводит к выходу насоса из строя быстрее, чем другие условия в скважине?
А: Песок ускоряет износ насоса за счет множества одновременных механизмов, которые усиливают друг друга. Абразивные частицы песка в зазоре между плунжером и цилиндром действуют как абразивная паста на обе поверхности, ускоряя удаление материала по сравнению с работой в чистой жидкости. Частицы песка, ударяющиеся о шары и седла клапанов при каждом закрытии клапана, изнашивают геометрию седла, которая поддерживает давление насоса. Накопление песка под плунжером может вызывать образование зазубрин — резкое разрушение, а не постепенный износ, — когда крупные частицы перекрывают зазор и создают контакт металла с металлом. А накопление песка в насосном колодце может вызвать песчаную блокировку — физическую преграду, препятствующую перемещению плунжера, — которая может механически повредить насос и колонну штанг из-за ударной нагрузки. Конструкция насоса Дуншэн с длинным плунжером для контроля песка решает проблемы со выравниванием и износом плунжера и цилиндра, вызванные песком, в то время как компоненты клапанов из карбида вольфрама решают проблему износа клапанов. Для скважин с высокой песчаной дебитностью обе конструктивные особенности вместе обеспечивают наиболее полную защиту.