Подбор размера штангового насоса: пошаговая инструкция.

Введение

Из всех инженерных решений, принимаемых при монтаже штангового насоса, выбор размера насоса имеет первостепенное значение как для производительности, так и для срока службы оборудования. Размер насоса должен соответствовать...насос с вакуумным насосом Слишком маленький размер скважины приведет к недостаточной добыче — резервуар подает больше жидкости, чем может поднять насос, уровень жидкости повышается, и вы оставляете в земле пригодные для извлечения баррели. Слишком большой размер приведет к тому, что насос будет опорожнять скважину быстрее, чем резервуар сможет ее пополнять, вызывая гидроудар, который повреждает штанги и клапаны при каждом ходе, что быстро увеличивает затраты на капитальный ремонт, которые сводят на нет любой прирост добычи.

Ни один из этих результатов не является приемлемым — и обоих можно избежать, используя систематический процесс расчета размеров скважины, основанный на фактических данных о пласте, свойствах жидкости и механических ограничениях.

В этом руководстве подробно описан процесс подбора размера насоса в той последовательности, в которой инженеры фактически применяют его на практике: начиная с притока из пласта, затем расчет объемного расхода и выбор диаметра плунжера, определение правильной глубины установки насоса, а затем сопоставление условий скважины с подходящим типом насоса из классификации API 11AX. Каждый шаг основывается на предыдущем, и порядок имеет значение — подбор размера плунжера до понимания притока является наиболее распространенной ошибкой на начальном этапе всего процесса.

Шаг 1: Соберите данные о вашей скважине — от всего зависит определение её размера.

Точность расчета размеров насоса зависит от качества используемых входных данных. Перед началом любых расчетов необходимо определить следующие параметры на основе данных о скважинах, результатов испытаний пласта или истории добычи. Оценка этих значений без проведения измерений приводит к накоплению ошибок, которые распространяются на каждый последующий этап расчета размеров.

Данные о водохранилище и притоке:

• Среднее пластовое давление (P̄r), в фунтах на квадратный дюйм (psia) — по результатам испытания на повышение давления или материального баланса.

• Забойное давление при испытательном расходе (Pwf), в фунтах на квадратный дюйм (psia).

• Скорость производства тестовой жидкости (q_test), в баррелях из резервуара в сутки (STB/d)

• Давление кипения — для определения применимости метода Фогеля IPR или простого метода PI.

Свойства жидкости:

• Коэффициент газонефтяного сопротивления (GOR), в стандартных кубических футах/стабильный баррель

• Обводненность (%), определяющая общий расход жидких углеводородов относительно расхода нефти.

• Плотность или удельный вес добываемой жидкости (для расчетов подъемной силы и нагрузки)

• Содержание H₂S и CO₂ — факторы, определяющие выбор материала, а не параметры производства.

• Производительность по песку и твердым частицам — определяющий фактор при выборе типа насоса.

Механические данные скважины:

• Диаметр трубки (наружный диаметр), в дюймах — ограничивает максимальный диаметр отверстия плунжера.

• Размеры обсадной трубы (наружный диаметр и вес) — ограничивают выбор трубной колонны и центратора.

• Глубина скважины (измеренная глубина и истинная вертикальная глубина), в футах

• Наклон скважины и степень изгиба — влияют на выбор типа насоса и конструкцию штангового агрегата.

• Текущая глубина уровня жидкости — отправная точка для расчета погружения насоса.

Ограничения по площади:

• Доступная длина хода поршня насосного агрегата (S), в дюймах

• Диапазон скорости откачки (уд/мин), согласно техническим характеристикам устройства.

• Номинальные характеристики редуктора — ограничивают максимальную нагрузку на шток.

Эти входные данные не являются необязательными. Расчет размеров представляет собой структурированное преобразование характеристик пласта в механические параметры — и он не может дать полезного результата без точных входных данных по каждому параметру.

Шаг 2: Определение дебита скважины с использованием IPR.

Соотношение притока и производительности (IPR) определяет, какой объем жидкости пласт может подать в скважину при любом заданном призабойном давлении. Для скважин, работающих ниже давления насыщения — наиболее распространенного условия в зрелых пластах с штанговой накачкой — метод IPR Фогеля, разработанный в 1968 году и проверенный на тысячах действующих скважин, представляет собой стандартную для отрасли модель дебита:

Уравнение IPR Фогеля:

q / q_max = 1 – 0,2(Pwf/P̄r) – 0,8(Pwf/P̄r)²

Где:

• q = скорость потока жидкости при заданном давлении Pwf (STB/сут)

• q_max = максимально возможная скорость при Pwf = 0 (AOF — абсолютный открытый поток)

• Pwf = призабойное давление (psia)

• P̄r = среднее давление в резервуаре (psia)

Расчет q_max по результатам анализа одной скважины:

q_max = q_test / [1 − 0,2(Pwf_test / P̄r) − 0,8 (Pwf_test / P̄r)²]

После определения q_max можно построить кривую IPR, и давление на входе насоса (задаваемое глубиной установки насоса и уровнем жидкости) определяет, в какой точке кривой IPR скважина фактически начнет добычу. Более низкое давление на входе насоса (большая глубина установки, большее погружение) позволяет скважине добывать дальше по кривой IPR, приближаясь к более высоким дебитам.

Практическое значение для расчета размеров: целевую скорость добычи для целей расчета размеров следует определять по кривой IPR при давлении на входе насоса, достижимом при запланированной глубине установки насоса, а не по историческим данным, измеренным на поверхности, которые могут отражать уровень жидкости значительно выше уровня на входе насоса.

Для скважин с обводненностью основным параметром для расчета производительности насоса является общий расход жидкости (нефть плюс вода). Расход нефти определяет доходность; общий расход жидкости определяет технические характеристики насоса.

Шаг 3: Рассчитайте требуемый рабочий объём насоса.

После определения целевой скорости добычи жидкости на основе IPR, расчет необходимого рабочего объема насоса производится исходя из фундаментального соотношения объемов, регулирующего работу всех поршневых насосов.

Формула расчета выходной мощности основного насоса (единицы измерения API):

Теоретическое значение BPD = D² × 0,1166 × S × SPM

Где:

• BPD_theoretical = теоретическая производительность насоса (количество баррелей из резервуара в сутки)

• D = диаметр отверстия плунжера (дюймы)

• S = эффективная длина хода поршня на глубине насоса (дюймы)

• SPM = скорость прокачки (ходов в минуту)

• 0,1166 = коэффициент пересчета единиц (полевые единицы, BPD на дюйм² на дюйм на SPM)

Учет объемной эффективности:

Фактическая производительность по доставке жидкости ниже теоретической из-за нескольких источников объемных потерь: просачивание жидкости за зазор между плунжером и цилиндром, газовые помехи, снижающие эффективную долю жидкости за ход поршня, утечка через клапан и эффект сжимаемости, вызванный высвобождением газа в растворе при входных условиях. Отношение фактической производительности к теоретической представляет собой объемный КПД (Ev):

Фактическое БПД = Теоретическое БПД × ЭВ

Объемная эффективность в полевых условиях обычно составляет от 0,70 до 0,85 для скважин со значительным газонефтяным соотношением (ГНС) или обводненностью. Для скважин с чистой однофазной жидкостью достижимы показатели эффективности от 0,85 до 0,90. Плановое значение 0,80 (80%) подходит для большинства скважин с нормальным ГНС, для которых отсутствуют конкретные данные об эффективности.

Расчет необходимого диаметра отверстия плунжера:

Перегруппируем формулу, чтобы найти D при заданном целевом темпе производства:

D² = Q_target / (Ev × 0.1166 × S × SPM)

D = √[Q_target / (Ev × 0.1166 × S × SPM)]

Пример решения задачи:

• Целевая скорость: Q = 300 STB/сут

• Предполагаемая объемная эффективность: Ev = 0,80

• Доступная длина хода: S = 74 дюйма (от поверхности блока)

• Планируемая скорость перекачки: SPM = 7

D² = 300 / (0,80 × 0,1166 × 74 × 7)
D² = 300 / 48,4
D² = 6,20
D = 2,49 дюйма → выберите следующий стандартный диаметр отверстия API = 2-1/2" (2,50")

Расчетный запас по водоизмещению — эмпирическое правило, применяемое в полевых условиях:

На практике всегда добавляют запас между расчетным минимальным рабочим объемом и фактически выбранным рабочим объемом, чтобы учесть снижение добычи, колебания уровня жидкости и снижение эффективности с течением времени. Практическое руководство: проектируйте рабочий объем насоса таким образом, чтобы он обеспечивал в 1,2–1,5 раза большую производительность, чем целевая, при 80% объемной эффективности. Этот запас предотвращает работу насоса на пределе его производительности с первого дня — оставляя место для колебаний производительности и избегая чрезмерного рабочего объема, вызывающего «удар жидкости».

Шаг 4: Выберите стандартный диаметр отверстия плунжера API 11AX.

Спецификация API 11AX — основной стандарт для недр.насос с вакуумным насосом Конструкция, материалы и испытания — определяют стандартизированные размеры отверстий плунжера и соответствующие им коды обозначений. Все насосы, соответствующие стандарту API, изготавливаются в соответствии с этими стандартами, что обеспечивает взаимозаменяемость компонентов у разных производителей и совместимость с размерами трубок, определенными в API 5CT.

Стандартные размеры отверстий плунжеров API 11AX:

Критическое ограничение — зазор в трубах:

Выбор диаметра отверстия плунжера ограничен внутренним диаметром (ID) трубной колонны. Корпус насоса (для вставных насосов) должен помещаться внутри трубы с достаточным зазором для установки, извлечения и перекачки жидкости. Для каждого типоразмера трубы существует максимальный диаметр отверстия плунжера, который можно установить без замены трубы. Попытка установить насос с диаметром отверстия, несовместимым с существующей трубой, является одной из наиболее распространенных и предотвратимых ошибок при проектировании систем штокового подъема.

Если расчетный требуемый диаметр ствола превышает максимальный, совместимый с существующей трубной колонной, то остается либо увеличить диаметр колонны труб (провести капитальный ремонт), либо компенсировать это путем регулировки длины хода или частоты вращения для достижения требуемого рабочего объема при наибольшем диаметре ствола, соответствующем существующей конструкции.

Шаг 5: Определите глубину и степень погружения насоса.

Глубина погружения насоса определяет давление на входе насоса, которое, в свою очередь, определяет, на какой точке кривой IPR скважина фактически производит добычу. Более глубокое погружение насоса (большая глубина залегания) снижает давление на входе насоса, сдвигает рабочую точку дальше вниз по кривой IPR и увеличивает добычу — до предела производительности насоса.

Давление на входе насоса из столба жидкости:

P_intake = P_casing + (ρ_fluid × h_fluid) / 144

Где:

• P_intake = давление на входе насоса (psia)

• P_casing = давление на поверхности затрубного пространства обсадной трубы (psia)

• ρ_fluid = плотность кольцевой жидкости (фунт/фут³)

• h_fluid = высота столба жидкости над входным отверстием насоса (футы)

Минимально необходимая глубина погружения:

Давление на входе насоса должно превышать давление кипения добываемой жидкости при заданных условиях работы насоса, чтобы минимизировать объем свободного газа, поступающего в насос. Если давление на входе насоса падает ниже давления кипения, все большее количество свободного газа попадает в насос вместе с жидкостью, что снижает объемную эффективность и увеличивает риск газовой пробки и гидроудара.

Минимальная практически достижимая глубина погружения (высота столба жидкости над насосом), необходимая для поддержания давления на входе выше точки насыщения, зависит от градиента давления жидкости и давления в обсадной трубе. На практике для скважин с нормальным газонефтяным соотношением обычно используется минимальная глубина погружения от 200 до 500 футов столба жидкости над насосом; для газоносных скважин или скважин с низким давлением на входе насоса относительно точки насыщения может потребоваться большая глубина погружения.

Оптимальное и чрезмерное погружение:

Хотя большее погружение улучшает условия проникновения жидкости, установка насоса на большей глубине, чем необходимо, увеличивает длину и вес колонны штанг, повышает несущую нагрузку на все компоненты и увеличивает затраты на ремонт скважины при необходимости извлечения насоса. Насос следует устанавливать на глубине, где уровень жидкости стабилизируется при запланированной скорости добычи, а не на такой глубине, которую физически позволяет скважина.

На практике акустические измерения уровня жидкости и внутрискважинные манометры позволяют получить данные, необходимые для определения фактического уровня стабилизированной жидкости при заданной скорости добычи, а насос следует устанавливать немного ниже этого уровня (на глубину от 200 до 400 футов, чем уровень стабилизированной жидкости), чтобы обеспечить достаточное погружение при изменяющихся условиях притока.

Шаг 6: Выберите тип насоса в соответствии с конкретными условиями скважины.

Знание требуемого диаметра отверстия и глубины установки необходимо, но недостаточно для полной спецификации насоса. Тип насоса, определяемый его механической конфигурацией, должен соответствовать фактическим характеристикам жидкости и геометрии скважины установки. API 11AX классифицирует насосы по типу крепления (верхнее или нижнее), типу корпуса (стационарный или передвижной) и типу конструкции (штоковый/вставной или трубчатый), и для каждой конфигурации существуют оптимальные и неоптимальные области применения.

Для скважин с пескообразованием:

Конструкция с подвижным стволом и нижним якорем является наиболее эффективной для песчаных скважин. Поскольку ствол перемещается вместе с бурильной колонной, а якорь остается неподвижным на дне, жидкость постоянно находится в движении внутри насоса, предотвращая оседание песка между плунжером и стволом в периоды статического застоя. Такая конструкция напрямую решает проблему заклинивания из-за оседания песка, которое приводит к быстрому выходу насоса из строя в песчаных скважинах.

Кроме того, конструкция с боковым входом — при которой добываемая жидкость поступает в насос через отверстия в стенке корпуса, а не снизу — предотвращает попадание накопившегося песчаного столба непосредственно над стоячим клапаном. Эти две конструктивные особенности вместе — подвижный корпус с нижним креплением и боковой вход — представляют собой современный инженерный стандарт для насосов, используемых в условиях значительного образования песка.

Для газоносных скважин:

Стационарный затвор с верхним креплением работает наилучшим образом, когда скважина производит значительное количество свободного газа вместе с жидкостью. Верхнее крепление удерживает неподвижный затвор погруженным в жидкость на протяжении всего цикла работы насоса, предотвращая накопление газа у затвора и возникновение блокировки. Эта конфигурация наиболее эффективна в сочетании с внутрискважинным газоотделителем (сепаратором типа «poor-boy»), который отводит обсадной газ от всасывающего патрубка насоса до того, как он попадет в камеру сжатия.

Для скважин с сильным газовым загрязнением — где даже верхняя анкерная конструкция и газоотделитель недостаточны для предотвращения газовой пробки — механически управляемый впускной клапан обеспечивает точное регулирование подачи газа при каждом ходе поршня, предотвращая газовую пробку за счет того, что клапан открывается и закрывается по команде, а не в ответ на перепад давления, который может быть нарушен газовым загрязнением.

Для глубоких скважин (ниже 2600 метров / ~8500 футов):

На больших глубинах, где гидростатический столб жидкости создает высокий перепад давления по всему насосу, значительно возрастают структурные нагрузки на корпус насоса. Стандартная однослойная конструкция корпуса может упруго деформироваться под действием этих перепадов давления — явление, известное как «эффект дыхания», — что циклически изменяет зазор между плунжером и корпусом и ускоряет износ. Двухслойная или толстостенная конструкция корпуса распределяет нагрузку давления по большему поперечному сечению, исключает деформацию, вызванную эффектом дыхания, и поддерживает целостность размеров пары плунжер-корпус на протяжении всего срока службы насоса на большой глубине.

Насосы с толстостенным корпусом, специально разработанные для работы в глубоких скважинах (рассчитанные на глубину до 10 000 футов и более), напрямую отвечают этому конструктивному требованию и обеспечивают увеличенный срок службы на глубине, чего не могут обеспечить стандартные конструкции.

Для высокотемпературных скважин термической добычи:

Впрыск пара, SAGD и добыча с использованием горячих жидкостей создают в насосе условия, при которых температура может превышать 300°C. Стандартные эластомерные компоненты, материалы корпуса из углеродистой стали и обычные сплавы седел клапанов быстро изнашиваются при таких температурах. Насосы для термической добычи требуют использования специальных сплавов, включая высоконикелевые сплавы для изготовления втулок, способные сохранять механические свойства при рабочих температурах, разрушающих стандартные марки сплавов. Такие материалы прошли полевые испытания в сложных условиях термической добычи, в том числе в условиях впрыска пара на нефтяном месторождении Ляохэ, где экстремальные температуры и циклические тепловые нагрузки являются основными проблемами при проектировании насосов.

Шаг 7: Прочитайте код обозначения насоса API 11AX.

Все API-совместимыенасос с вакуумным насосом Насос имеет стандартизированный код обозначения, определенный в API 11AX, который кодирует основные габаритные и конфигурационные параметры насоса в компактной буквенно-цифровой строке. Понимание этого кода позволяет инженерам и группам по закупкам однозначно подтвердить соответствие технических характеристик насоса требованиям скважины.

Структура обозначений API 11AX:

[Код диаметра трубки] – [Код диаметра канала] [Код типа] – [Код длины ствола] – [Код длины плунжера] – [Код узла седла]

Пример: 20-175 RHBC-12-4-2

Разберем это подробнее:

Распространенные коды типов:

Проверка полного соответствия обозначения API 11AX техническим характеристикам скважины — вместо принятия словесного или краткого описания насоса — гарантирует, что поставляемое оборудование соответствует требуемым спецификациям. Эта проверка особенно важна при закупке насосов для скважин со специфическими условиями залегания жидкости (песок, газ, коррозия, глубина), где код типа конфигурации имеет непосредственное эксплуатационное значение.

Распространенные ошибки при выборе размера и как их избежать

Даже опытные инженеры допускают систематические ошибки при расчете размеров штанговых насосов. Вот наиболее часто встречающиеся ошибки и их последствия:

Расчет размеров с учетом теоретически максимальной скорости без учета запаса эффективности:

Использование теоретической формулы производительности насоса без учета реалистичного объемного КПД — или использование оптимистичного значения КПД (0,90 или выше) для скважины со значительным газонефтяным соотношением — приводит к выбору диаметра скважины, слишком малого для фактической работы на месторождении. Насос прибывает на место с недостаточным размером для реальных условий эксплуатации скважины, возникает гидростатическое давление по мере снижения уровня жидкости, и требуется преждевременный капитальный ремонт.

Использование длины хода поверхности без поправки на растяжение штока:

Длина хода плунжера насоса на глубине (ход в скважине) короче, чем ход на поверхности, из-за упругого растяжения колонны штанг. Для глубоких скважин с большими нагрузками на штанги разница между ходом на поверхности и ходом в скважине может составлять несколько дюймов — этого достаточно, чтобы существенно повлиять на расчеты вытеснения. Использование длины хода на поверхности без поправки на растяжение штанги приводит к завышенной оценке производительности насоса, что, в свою очередь, приводит к диаметру скважины меньше требуемого.

Выбор диаметра отверстия, превышающего допустимый зазор в трубе:

Наиболее существенная ошибка при выборе размера — это выбор диаметра отверстия плунжера, который физически невозможно установить в существующую трубу, — но при этом наиболее предотвратимая. Каждый выбранный диаметр отверстия следует сверять с внутренним диаметром планируемой колонны труб перед заказом насоса.

Влияние наклона скважины на тип насоса не учитывается:

Насос, правильно работающий в вертикальной скважине, может плохо работать в наклонной скважине. Степень искривления ствола влияет на нагрузку на штангу, характер износа и поведение песка при осаждении внутри насоса. Выбор типа насоса без учета геометрии скважины приводит к неоптимальному сроку службы, независимо от точности расчета производительности.

Увеличение мощности насоса для максимальной производительности:

Увеличение диаметра скважины сверх допустимого притока приводит к тому, что насос опорожняет скважину быстрее, чем пополняется запасы жидкости в пласте. Это вызывает гидроудар — механическое воздействие плунжера на поверхность жидкости в середине хода поршня, — который повреждает соединения штока и седла клапанов при каждом ходе. Анализ на местах показывает, что увеличение размера насоса увеличивает нагрузку на шток, что делает его избыточный размер не только экономически неоптимальным, но и механически опасным. Правильный целевой размер насоса — это производительность, соответствующая притоку из пласта с контролируемым запасом, а не максимальная производительность, которую может обеспечить колонна труб.

Почему точность изготовления обеспечивает правильный подбор размера на практике

Насос, правильно подобранный по размерам на бумаге, будет корректно работать в полевых условиях только в том случае, если он изготовлен с учетом допусков по размерам, заложенных в расчетах. Формула расчета размеров вычисляет рабочий объем на основе номинального диаметра отверстия, но фактический рабочий объем зависит от физического зазора между плунжером и цилиндром конкретного установленного насоса.

Зазор между плунжером и цилиндром, превышающий расчетный при установке, немедленно снижает объемную эффективность — насос фактически производит меньше, чем предполагалось по расчетам с самого начала. По мере износа зазор увеличивается, и эффективность постепенно снижается. Насосы, изготовленные с соблюдением жестких допусков API 11AX, изначально имеют более высокую эффективность и дольше сохраняют приемлемый зазор, прежде чем снижение эффективности потребует капитального ремонта.

Помимо первоначального зазора, способность цилиндра сохранять свою геометрическую форму под рабочим давлением определяет, как долго точность размеров будет сохраняться. В цилиндрах со стандартными стенками эффект «дыхания» — циклическая упругая деформация цилиндра под действием перепада давления — изменяет зазор между плунжером и цилиндром при каждом ходе поршня, что приводит к ускоренному износу и постепенной потере эффективности. Конструкция цилиндра с толстыми стенками исключает этот механизм деформации, сохраняя заданное расчетом соотношение размеров между плунжером и цилиндром на протяжении всего срока службы насоса, а не только при установке.

Производство, сертифицированное по стандарту ISO 9001 и соответствующее стандарту API 11AX, обеспечивает основу управления качеством, гарантирующую постоянное соблюдение этих допусков — не только на испытательном стенде, но и во всех производственных партиях. Для предприятий, закупающих несколько насосов для разработки месторождения, стабильность производства между единицами продукции является залогом надежности прогнозов производства по всему парку, основанных на расчетах размеров насосов.

Часто задаваемые вопросы

В: Какой параметр наиболее важен для правильного расчета размеров штангового насоса?

Диаметр поршня является наиболее значимым параметром при выборе размера насоса, поскольку он определяет основной объем рабочего потока — и его сложно изменить после установки насоса без капитального ремонта. Диаметр поршня должен быть рассчитан на основе точных данных о притоке в резервуар с использованием реалистичной объемной эффективности, ограниченной фактическим внутренним диаметром трубы, и подтвержден в соответствии со стандартными размерами поршня API 11AX перед заказом. Ошибки в выборе диаметра поршня приводят либо к хроническому недопроизводству, либо к хроническому утяжелению жидкости, исправление которых обходится дорого.

В: Как газонефтяное давление влияет на выбор размеров штангового насоса и какие корректировки необходимы?

Высокое газонефтяное соотношение (ГНС) снижает объемную эффективность за счет поступления сжимаемого газа в камеру сжатия насоса. Газ занимает объем при ходе поршня вверх, который в противном случае мог бы быть заполнен жидкостью, и его необходимо сжать при ходе поршня вниз до открытия подвижного клапана, что снижает эффективное вытеснение жидкости за один ход поршня. Для скважин с высоким ГНС объемная эффективность, предполагаемая при расчете размеров, должна быть снижена (обычно до 0,65–0,75 вместо стандартных 0,80), а диаметр ствола должен быть больше, чтобы компенсировать снижение эффективности. Кроме того, для минимизации попадания свободного газа следует предусмотреть газоотделитель на входе насоса и тип насоса, сконфигурированный для установки на верхнем якоре.

В: Как глубина скважины влияет на выбор размера насоса?

Глубина скважины влияет на размеры тремя способами. Во-первых, более глубокие скважины приводят к увеличению длины бурильных колонн, которые сильнее растягиваются под нагрузкой, что требует корректировки длины хода колонны в скважине при расчетах вытеснения. Во-вторых, большая глубина означает более высокое гидростатическое перепадное давление по всей длине ствола, что увеличивает риск деформации ствола (эффект «дыхания») в конструкциях со стандартными стенками и снижает долговременную стабильность объемной эффективности. В-третьих, более глубокие скважины увеличивают общий вес столба жидкости и требования к чистому подъему, что повышает структурные нагрузки на бурильную колонну и наземный блок и должно быть учтено при проектировании бурильной колонны и выборе наземного блока. Для скважин глубиной менее 2600 метров (приблизительно 8500 футов) толстостенная или двухслойная конструкция ствола является инженерным стандартом для поддержания стабильности размеров в этих условиях эксплуатации.

В: Какой показатель объемной эффективности следует использовать, если отсутствуют данные испытаний скважины?

При отсутствии данных об эффективности скважины, в качестве стандартного значения для скважин с нормальным газонефтяным соотношением (ГНС) и умеренным содержанием воды используется плановое значение 0,80 (80%). Для скважин с высоким ГНС (выше 500 стандартных кубических футов/баррель при рабочих условиях насоса) это значение следует уменьшить до 0,65–0,75. Для обеспечения работы скважин с низким ГНС и чистой однофазной жидкостью в неглубоких скважинах с низким ГНС разумным является значение 0,85. Эти плановые значения следует заменить данными об эффективности, полученными с помощью динакард-анализа или производственных испытаний после установки, как только они станут доступны, а при существенном расхождении измеренной эффективности с плановым значением следует пересмотреть размеры насоса.

В: Как я могу убедиться, что полученный насос соответствует заказанным мною характеристикам?

Обозначение насоса по стандарту API 11AX служит основой для проверки. Сравните обозначение насоса в документации с заказанной вами спецификацией, подтвердив номер диаметра трубы, номер диаметра отверстия, буквенное обозначение типа насоса, тип анкера, тип корпуса, длину корпуса и длину плунжера. Убедитесь, что производитель имеет действующий сертификат ISO 9001 и разрешение на использование монограммы API 11AX, что гарантирует независимую проверку системы управления качеством, регулирующей производство насоса. Физические проверки размеров диаметра отверстия плунжера и корпуса следует проводить с использованием калиброванных измерительных приборов при получении, чтобы подтвердить соответствие насоса заданным допускам до его установки в грунт.

Заключение

Расчет размеров штангового насоса — это не просто один расчет, а структурированная последовательность действий, которая шаг за шагом преобразует производительность пласта в механические характеристики. Начиная с данных о притоке, процесс включает расчет объемного расхода, выбор диаметра скважины, определение глубины закачки и подбор типа насоса в соответствии с условиями скважины, прежде чем будет получена полная спецификация насоса API 11AX. Каждый шаг зависит от точности исходных данных, и ошибки на любом этапе влияют на окончательную спецификацию.

Практические последствия правильного или неправильного подбора размеров насоса измеряются в темпах добычи, частоте капитального ремонта и стоимости подъема одного барреля на протяжении всего срока эксплуатации скважины. Правильно подобранный и соответствующий техническим характеристикам насос, изготовленный в соответствии с допусками API 11AX, работает с расчетной эффективностью с первого дня, поддерживает эту эффективность на протяжении всего срока службы и требует планового, а не аварийного вмешательства. Такой результат является прямым следствием инженерной дисциплины, примененной до установки насоса, а не каких-либо корректировок после монтажа.

Пошаговый процесс, описанный в этом руководстве, представляет собой основу, позволяющую воспроизводить полученный результат на множестве скважин, в различных пластовых условиях и на протяжении всего срока эксплуатации месторождения.