Насос с откачкой воды из стержня против PCP: плюсы и минусы

Введение

На любом нефтяном месторождении, где естественное пластовое давление упало ниже порогового значения, необходимого для дебита скважины, в дело вступает система искусственного подъема. Выбор системы является одним из наиболее важных инженерно-производственных решений, принимаемых оператором: он определяет эксплуатационные расходы, сложность технического обслуживания, частоту вмешательств и, в конечном итоге, экономический срок службы скважины.

Для наземных скважин с низкими и умеренными темпами добычи и сложными характеристиками пластовых флюидов часто оценивают две системы одновременно:насос с вакуумным насосом и винтовой насос (PCP). На первый взгляд, они, кажется, ориентированы на схожий рынок — наземные скважины с низкой и средней дебитностью, часто с тяжелой или вязкой нефтью, выносом песка или истощенным пластовым давлением. На практике же они работают по разным физическим принципам, выходят из строя по-разному и подходят для существенно разных условий эксплуатации скважин.

В этом сравнительном анализе обе системы рассматриваются с технической точностью — как каждая из них работает, в чем каждая действительно превосходит другие, где каждая имеет реальные ограничения и как следует структурировать решение о выборе для различных сценариев работы скважины. Цель состоит не в том, чтобы объявить победителя. Она состоит в том, чтобы предоставить инженеру-технологу и специалисту по оценке оборудования техническую ясность для принятия правильного решения для каждой конкретной скважины.

Понимание двух систем: как работает каждая из них.

Штоковый насос: поршневой объемного действия

Анасос с вакуумным насосомЭто поршневой объемный насос. Принцип его работы заключается в преобразовании вертикальных колебаний поверхностного насосного агрегата в подъемное усилие в скважинном насосном узле, передаваемое через цепь соединенных стальных стержней, длина которых может превышать милю.

Наземный насосный агрегат — хорошо известная конструкция качающейся балки, используемая в насосных установках, — использует электродвигатель или двигатель внутреннего сгорания для привода качающейся балки через редуктор и кривошипный механизм. Возвратно-поступательное движение балки передается по штанговой колонне к плунжеру внутри корпуса насоса.

При движении вверх поднимающийся плунжер создает под собой область низкого давления. Стоячий клапан у основания насоса открывается под действием перепада давления, позволяя добываемой жидкости из затрубного пространства скважины заполнять расширяющуюся полость ствола. Перемещающийся клапан на плунжере остается закрытым, удерживаемый в закрытом положении весом столба жидкости над ним.

При движении вниз опускающийся плунжер сжимает жидкость в стволе. Стоячий клапан закрывается, предотвращая обратный поток в кольцевое пространство. Давление в стволе повышается до тех пор, пока не превысит давление в столбе жидкости выше, после чего подвижный клапан открывается, и жидкость вытесняется вверх по эксплуатационной трубе. Один ход плунжера перемещает жидкость на один объем, эквивалентный объему плунжера, к поверхности.

Компоненты насоса — корпус, плунжер, ходовой клапан, стоячий клапан — изготавливаются в соответствии с размерными и материальными спецификациями API 11AX. Эта стандартизация обеспечивает взаимозаменяемость между поставщиками, заданные эксплуатационные характеристики и минимальный базовый уровень качества для профессионального использования в нефтедобывающей отрасли. Специальные конструкции насосов расширили диапазон рабочих параметров за пределы стандартной конфигурации API, позволяя решать проблемы, связанные с газовыми помехами, пескообразованием, высокотемпературной термической добычей и перепадами давления в глубоких скважинах.

Полостровной насос: роторный объемного вытеснения

Винтовой насос с прогрессивной полостью — также известный как насос с прогрессивной полостью, насос Мойно или эксцентриковый винтовой насос — работает по принципиально иному физическому принципу. В то время как штанговый насос использует возвратно-поступательное линейное движение для вытеснения жидкости, винтовой насос с прогрессивной полостью использует вращение на низкой скорости для перемещения жидкости через последовательность герметичных полостей.

Поршневой насос с поршневым приводом (PCP) был изобретен Рене Мойно в 1930 году, первоначально как концепция компрессора для реактивных двигателей. Его применение для подъема жидкостей в нефтепромыслах появилось позже, и с тех пор он стал предпочтительным методом подъема для определенных условий скважин, где его вращательный принцип работы с низким сдвиговым усилием обеспечивает преимущества, недоступные поршневым насосам.

Скважинный насос высокого давления состоит из двух основных компонентов: односпирального ротора из закаленной стали и двухспирального эластомерного статора, размещенных внутри металлической трубки. Ротор имеет немного меньший диаметр, чем полость статора, и смещен относительно центральной оси статора. По мере вращения ротора внутри статора со скоростью от 50 до 500 об/мин, его геометрия создает ряд герметичных полостей в точках контакта между ротором и статором. Эти полости перемещаются аксиально через насос по мере вращения ротора, перекачивая жидкость от всасывания к нагнетанию без ее сдвига.

Геометрия является определяющей особенностью насоса PCP: поскольку полости сохраняют фиксированный размер и форму по мере перемещения внутри насоса, жидкость вытесняется с постоянной скоростью, пропорциональной скорости вращения. Удвоение частоты вращения удваивает теоретический расход. Отсутствие обратных клапанов, ударов плунжера и циклов сжатия-расширения означает, что жидкость проходит через насос плавным, непрерывным потоком — характеристика, особенно важная при работе с чувствительными к сдвигу жидкостями, такими как тяжелая нефть, эмульсии или жидкости, содержащие хрупкие твердые частицы.

Вращение передается от поверхностного приводного устройства — либо электродвигателя с частотно-регулируемым приводом, либо гидравлической системы привода — вниз по колонне штанг к ротору. В отличие от колонны штангового насоса, которая находится под переменным натяжением и сжатием, колонна штангового насоса передает крутящий момент — это вращающийся приводной вал, а не возвратно-поступательный элемент, работающий на растяжение. Это различие в нагрузке на колонну штанг имеет важные последствия как для условий в скважине, так и для режимов отказов.

Сравнительный технический анализ бок о бок

Штоковый насос: преимущества и перспективы.

Доказанная эффективность в самом широком диапазоне условий бурения скважин.

В мире более 750 000 скважин используют тот или иной метод штангового подъема — это число отражает не инерцию, а практический результат подбора надежной технологии к условиям скважин, характерным для большинства месторождений нефти на суше в мире. Ни один другой метод подъема нефти не может сравниться с этим количеством установленных технологий.

Глубина погружениянасос с вакуумным насосомВ стандартных конфигурациях глубина скважины составляет приблизительно 14 000 футов, а в специализированных конструкциях для глубоких скважин используется двухслойная конструкция ствола, рассчитанная на глубину от 2600 до 3500 метров (приблизительно от 8500 до 11 500 футов). Этот диапазон глубин охватывает продуктивные горизонты подавляющего большинства наземных нефтяных месторождений по всему миру. На этих глубинах эластомерный статор PCP, который изнашивается при длительном перепаде давления и температуре, становится все более ограничивающим фактором.

Газостойкость: решающее преимущество перед PCP-качеством

Управление соотношением газа и нефти является одной из наиболее распространенных проблем на зрелых наземных месторождениях. По мере снижения пластового давления и выхода растворенного газа из нефти, свободный газ поступает в скважину и должен отводиться через систему подъема. В этом случае штанговый насос имеет явное и принципиальное преимущество перед насосом с обратным клапаном.

В поршневом насосе свободного потока (PCP) свободный газ, поступающий в полость ротора и статора, не может быть сжат и вытеснен так, как это может сделать жидкость. Газ, поступающий в статор, сжимается со стороны скважины, не поддерживая перепад давлений, необходимый для перемещения жидкости — состояние, аналогичное газовой пробке в поршневом насосе, но с дополнительным риском: если насос работает всухую на газе без жидкости для смазки контакта ротора и статора, эластомерный статор быстро перегревается из-за трения. Повреждение статора при работе всухую является наиболее распространенным катастрофическим видом отказа поршневого насоса, и оно происходит быстрее всего в газоносных скважинах, где приток жидкости носит прерывистый характер.

Штоковый насос перекачивает газ благодаря гибкости конструкции и эффективному управлению процессом. Контроллеры отключения насоса регулируют прерывистую работу, позволяя пополнять резервуар между ходами. Специальные конструкции противогазовых насосов решают проблему длительной работы в условиях высокого газонефтяного соотношения за счет механической конструкции клапана подачи масла с возможностью открытия и закрытия, которая выталкивает газ из резервуара при каждом ходе, вместо того чтобы полагаться на перепад давления для привода клапана. Эта конструкция доступна в вариантах с диаметром насоса Φ44 мм и Φ57 мм, совместимых со стандартными трубами диаметром 2 3/8 дюйма, 2 7/8 дюйма и 3 1/2 дюйма — охватывая большинство конфигураций заканчивания скважин на суше. Для скважин, где основной проблемой добычи является газовое загрязнение, это не незначительное преимущество, а решающее.

Температурная стойкость: без эластомеров, без температурных ограничений.

Фундаментальная зависимость PCP от эластомерного статора создает жесткий температурный потолок. Стандартные статоры из нитрилового и гидрогенизированного нитрилбутадиенового каучука (HNBR) начинают деградировать при температуре выше примерно 120 °C (250 °F). Высокотемпературные эластомерные составы позволяют увеличить этот показатель до примерно 150–160 °C в оптимальных условиях, но даже эти пределы превышаются при парогравитационном дренаже (SAGD), циклической паровой стимуляции скважин и в глубоководных пластах с естественной высокой температурой.

Штоковый насос не содержит эластомеров в тракте подачи жидкости. Его компоненты — корпус, плунжер, клапаны — полностью изготовлены из металла. Эта характеристика материала означает, что температура не является фундаментальным ограничением для работы насоса, как это происходит в случае с насосом с поршневым всасыванием. Насос продолжает работать при температурах, создаваемых глубоким пластовым нагревом или активной закачкой пара, до тех пор, пока металлургия конкретных компонентов выбрана с учетом этих условий.

Для термической добычи — одного из наиболее важных методов добычи тяжелой нефти — в конструкции специализированного пароинжекционного насоса используется втулка из сплава Inconel 625 в паровом канале. Inconel 625 — это никель-хром-молибденовый сплав, выдерживающий непрерывную обработку паром при температуре 350°C (662°F), при которой ни один эластомерный статор не может выдержать эксплуатацию. Полевые испытания на нефтяном месторождении Ляохэ, одном из основных регионов добычи тяжелой нефти в Китае, подтвердили сохранение сухости пара на уровне 85% и выше на протяжении всего цикла впрыска пара при использовании этой конструкции — это означает, что насос не снижает тепловую эффективность процесса добычи.

Стандартизация API 11AX: качество, которое вы можете указать, проверить и заказать.

Стандарт API 11AX определяет допуски на размеры, требования к твердости материала, спецификации геометрии клапанов и диапазоны зазоров между плунжером и цилиндром для компонентов насосов с насосным валом. Эта стандартизация позволяет достичь трех важных практических целей при закупке оборудования:

Взаимозаменяемость: Компоненты от разных производителей, сертифицированных по стандарту API 11AX, соответствуют заданным размерным спецификациям. Корпус насоса от одного производителя может быть оснащен плунжером от другого — это критически важная характеристика для технического обслуживания в полевых условиях и обеспечения гибкости цепочки поставок в удаленных районах.

Стандарт качества: любой компонент, сертифицированный по API 11AX, изготовлен в соответствии с утвержденными спецификациями и прошел соответствующие аудиты качества. Сертификация системы управления качеством ISO 9001 на уровне производства обеспечивает дополнительную гарантию стабильности процесса.

Проверяемость: Спецификации API 11AX являются общедоступными и подлежат независимой проверке. Покупатели могут точно указать, что им требуется, убедиться, что поставленные компоненты соответствуют этим требованиям, и привлечь поставщиков к ответственности за соблюдение стандарта.

Для PCP не существует эквивалентного всеобъемлющего стандарта API. Геометрия ротора и статора, выбор эластомерного компаунда и размеры являются собственностью каждого производителя. Это означает, что статоры от разных поставщиков, как правило, не взаимозаменяемы, что для оценки качества у разных поставщиков требуются независимые испытания, и что замена вышедшего из строя статора в полевых условиях обычно означает закупку у первоначального производителя.

Диагностическая прозрачность: наблюдение за скважиной с поверхности.

Одним из наиболее недооцененных преимуществ штангового насоса является доступность диагностики. Карты динамометрических измерений на поверхности и в скважине — графики зависимости нагрузки на полированный шток от положения на протяжении всего хода — создаются с помощью стандартного полевого оборудования и интерпретируются в соответствии с хорошо зарекомендовавшими себя математическими моделями, которые совершенствовались на протяжении десятилетий полевых испытаний.

Динамометрическая карта позволяет инженеру-технологу отслеживать состояние скважинного насоса: полностью ли заполняется ствол, происходит ли газовое загрязнение, изношен ли плунжер, протекает ли неподвижный или подвижный клапан. Проблемы выявляются на поверхности до того, как они приведут к поломкам. Это позволяет планировать профилактические работы на основе измеренного состояния насоса, а не фиксированных временных интервалов.

Система PCP не обеспечивает эквивалентной диагностики в скважине в режиме реального времени. Мониторинг крутящего момента и силы тока на поверхности может указывать на общую нагрузку на насос, но конкретный вид отказа — износ статора, взаимодействие ротора и статора, крутящее напряжение в колонне стержней — трудно определить дистанционно. Отказы, как правило, выявляются при снижении добычи, когда ущерб уже нанесен.

Быстрое и недорогое реагирование в случае необходимости оказания услуг.

Когда требуется обслуживание штангового насоса, его извлекают, вытаскивая колонну штанг. Эксплуатационные трубы остаются в скважине. Для этой операции требуется устройство для вытаскивания штанг — лебедка, установленная на грузовике, — а не полноценная буровая установка для капитального ремонта скважин, и обычно она может быть завершена за 12–24 часа. Стоимость одного вмешательства составляет лишь небольшую часть от операций, требующих мобилизации буровой установки.

Экономическое преимущество такого вмешательства накапливается на протяжении всего срока эксплуатации скважины. На месторождении с пятьюдесятью скважинами, требующими ежегодного обслуживания насосов, разница между затратами на извлечение штанг и капитальный ремонт, умноженная на пять лет, представляет собой очень большую сумму. Это также фактор снижения рисков: быстрое и недорогое вмешательство означает, что проблемы можно решить оперативно, а не откладывать из-за проблем с графиком капитального ремонта или затратами.

Специальные конструкции для скважин, которые не могут надежно обслуживаться стандартными насосами.

В основе инженерной платформы штангового насоса лежат специализированные конструкции, позволяющие решать сложные задачи в конкретных скважинах на уровне, недоступном для стандартных насосов PCP.

В насосе для контроля пескообразования с длинным плунжером используется боковая геометрия маслозаборника, которая предотвращает накопление песка на входе насоса — в месте, где в стандартных конструкциях чаще всего образуются засоры и перегородки. Увеличенная длина контакта плунжера с корпусом распределяет абразивный износ по большей площади поверхности, снижая скорость увеличения зазора и увеличивая интервал обслуживания в пластах, где стандартный насос потребовал бы замены в течение нескольких недель.

Толстостенный вставной насос RXB решает проблему обеспечения стабильности размеров при работе в скважинах средней и большой глубины. Его толстостенная конструкция корпуса, изготовленная из высокопрочной легированной стали с многослойным износостойким покрытием на внутренней поверхности, сохраняет геометрию канала при длительном воздействии высоких перепадов давления, которые вызывают деформацию стандартных одностенных корпусов. Неподвижная конструкция дна исключает эффект «дыхания» — циклическое изгибание стенок корпуса под переменным давлением — повышая стабильность работы более чем на 30% по сравнению с традиционными конструкциями. Срок службы в эквивалентных условиях скважины в один-три раза дольше, чем у традиционных конструкций.

Штоковый насос: честная оценка недостатков

Занимаемая площадь: Насосная установка, включающая в себя балансирную балку, редуктор, противовесы и опору Самсона, занимает значительную площадь и привлекает к себе внимание. В экологически чувствительных районах, на месторождениях, расположенных вблизи городов, или на морских платформах (где ее использование практически нецелесообразно), крупногабаритное наземное оборудование является серьезным ограничением.

Наклонные и горизонтальные скважины: для эффективной работы колонны штанг необходимо практически вертикальное положение. В скважинах со значительным наклоном контакт штанги с трубами создает трение, ускоряет износ и увеличивает риск обрыва штанги в точках контакта. Специальные центраторы и компоненты, снижающие трение, уменьшают эту проблему в скважинах со средним наклоном, но не устраняют ее полностью. В скважинах со значительным наклоном или горизонтальным заканчиванием, как правило, более практичными являются альтернативные методы подъема.

Сдвиговое воздействие на жидкость: возвратно-поступательное движение поршня скважинного насоса создает большее сдвиговое воздействие на добываемую жидкость, чем мягкое вращательное движение поршневого насоса. Для высоковязкой нефти или жидкостей, где критически важна стабильность эмульсии, это сдвиговое воздействие может увеличить вязкость добываемой жидкости и усложнить обработку на поверхности. Это реальная, но управляемая проблема в большинстве случаев применения тяжелой нефти.

Усталость штанговой колонны в условиях высокой цикличности работы: высокие частоты хода в системах с интенсивным использованием жидкостей вызывают циклическую усталость соединений штанг. Разрыв штанги является наиболее распространенным видом катастрофического отказа штанги в насосе с штанговым приводом, и для повторного запуска насоса требуется операция по извлечению оборванной штанги ниже места обрыва. Конструкция штанговой колонны — выбор марки стали, конструкция конусности, интервалы проверки муфт — напрямую влияют на частоту разрывов.

Прогрессивная винтовая помпа: преимущества и перспективы.

Исключительные характеристики при работе с тяжелыми маслами и вязкими жидкостями.

Главное преимущество насоса PCP заключается в его способности перекачивать высоковязкую сырую нефть и сложные неньютоновские жидкости. Механизм с вращающейся полостью непрерывно перемещает жидкость без процессов открытия и закрытия клапанов, ударов плунжера и циклов сжатия-расширения, характерных для поршневых насосов. Это мягкое, непрерывное перемещение подвергает вязкую жидкость минимальному сдвигу — она поступает в насос через впускной патрубок и выходит через выпускной патрубок, не подвергаясь обработке, измельчению или сжатию.

В скважинах, добывающих тяжелую нефть с вязкостью в тысячи сантипуаз, поршневые насосы неизменно превосходят возвратно-поступательные насосы как по объемной эффективности, так и по скорости механического износа. Геометрия насоса учитывает характеристики потока высоковязкой жидкости, не требуя проталкивания жидкости через узкие клапанные каналы под высоким перепадом давления.

Для скважин, добывающих нефтеводные эмульсии с чувствительными к сдвигу свойствами стабильности, низкое сопротивление сдвигу, присущее PCP, ценно не только для производительности насоса, но и для обработки поверхности: жидкость, подаваемая в сепаратор с меньшей стабилизацией эмульсии за счет сдвига, требует меньше химической обработки и меньшей производительности разделения.

Допустимое содержание песка и твердых частиц

В пластах со значительным содержанием песка металлический ротор насоса, медленно вращающийся относительно эластомерного статора со скоростью от 50 до 500 об/мин, гораздо лучше справляется с абразивными твердыми частицами в потоке добываемой жидкости, чем высокоскоростное вращающееся оборудование. Правильно подобранные эластомерные компаунды могут выдерживать концентрацию песка до примерно 15% по объему — уровень, который быстро выводит из строя рабочие колеса электронасосов и вызывает заметный износ плунжеров и корпусов насосов-шахт в стандартных конфигурациях.

Допустимая нагрузка на насос PCP при работе с песком реальна и хорошо задокументирована на таких месторождениях, как канадские нефтеносные пески и некоторые месторождения тяжелой нефти на Ближнем Востоке. Однако она не безгранична. Крупные, угловатые частицы песка в высокой концентрации со временем разрушают хромовое покрытие ротора, постепенно увеличивая зазор между ротором и статором и снижая объемную эффективность. В конечном итоге профиль ротора изменяется настолько, что герметичные полости больше не могут поддерживать перепад давлений, необходимый для подъема столба жидкости, и производительность насоса снижается. Эластомер статора также подвергается абразивному износу в месте контакта ротора и статора, особенно при высоких скоростях вращения.

Преимущества энергоэффективности по низким и средним ценам

Эффективность системы для насосных установок с поршневым приводом (PCP) — отношение гидравлической мощности, передаваемой жидкости, к общей потребляемой мощности двигателя — обычно составляет от 55% до 75%. Это выгодно отличается от диапазона 40–60%, характерного для насосных систем с штанговым приводом в аналогичных областях применения. Вращательный механизм позволяет избежать потерь энергии, связанных с циклическим движением противовеса, ускорением и замедлением штанговой колонны, а также потерями давления в клапанах поршневой системы.

Для крупных месторождений с множеством действующих скважин, работающих непрерывно, эта разница в эффективности приводит к существенному снижению энергопотребления и эксплуатационных расходов, особенно в регионах, где электроэнергия дорога или где ограничено энергоснабжение.

Компактное наземное оборудование

Приводная головка PCP, расположенная на поверхности скважины и состоящая из двигателя, редуктора и приводной муфты, значительно компактнее, чем насосная установка с балочным приводом. В конфигурациях бурения нескольких скважин на площадках, на месторождениях, расположенных вблизи городских районов, и в местах, где ограничено пространство на поверхности или регулируется визуальное воздействие, компактные размеры PCP являются реальным эксплуатационным преимуществом.

Полостной насос: недостатки, определяющие выбор.

Температурный потолок эластомеров

Наиболее существенным ограничением системы PCP является ее зависимость от эластомерного статора. Стандартные нитриловые статоры изнашиваются при температуре выше 80–100 °C. Высокоэффективные статоры из HNBR и специальных компаундов в оптимальных условиях расширяют этот предел до 120–150 °C. При температурах выше этих значений эластомер разбухает, теряет свои механические свойства и может прилипнуть к ротору, что приводит к заклиниванию насоса и требует вмешательства буровой установки для его восстановления.

Это температурное ограничение исключает возможность использования PCP в системах термической добычи (паровой привод, SAGD), в высокотемпературных глубоких пластах и ​​в любых скважинах, где температура в стволе скважины превышает рабочий предел статора. Это также означает, что температура в скважине должна быть точно определена до установки PCP — установка PCP в скважине с температурой пласта, близкой к пределу прочности эластомера, без достаточного запаса прочности создает предсказуемый сценарий отказа.

Низкая устойчивость к воздействию газов: фундаментальное ограничение.

Наиболее четкой функциональной границей между двумя системами является устойчивость к газу. В то время как штанговый насос может быть оснащен специальными конструктивными решениями для работы с высокими соотношениями газ-нефть, для локомотивов с поршневым насосом эквивалентного инженерного решения проблемы с газом не существует.

Когда свободный газ поступает в насос с положительным смещением в концентрации выше примерно 10–15% по объему, происходит несколько процессов: герметичные полости в роторно-статорном узле частично заполняются сжимаемым газом, а не несжимаемой жидкостью. Характеристика объемного вытеснения насоса зависит от поддержания заполненных жидкостью полостей; заполненные газом полости сжимаются и снова расширяются без продвижения жидкости. Производительность насоса резко падает.

Что еще более важно, если концентрация газа достаточно высока, чтобы приток жидкости к насосу стал прерывистым, контакт ротора и статора работает без жидкостной смазки. Работа всухую генерирует тепло на границе раздела ротор-статор со скоростью, с которой оставшаяся жидкость не может рассеяться. Температура эластомера резко возрастает, и статор может получить необратимые повреждения в течение нескольких минут работы всухую. Газовая пробка в скважине с насосом предварительного нагнетания — это не просто проблема эффективности, это может привести к катастрофическому отказу оборудования.

Для скважин, разрабатывающих пласт выше точки насыщения с высоким соотношением растворенного газа и нефти, или для скважин, из которых добывается свободный газ из естественно трещиноватых интервалов, установка PCP не является надежным вариантом подъема без газоотделительного оборудования, расположенного перед всасывающим патрубком насоса, что усложняет систему и увеличивает стоимость, частично нивелируя другие ее преимущества.

Обратное вращение: риск для безопасности и оборудования при отключении электроэнергии.

В процессе работы насоса силовой агрегат накапливает крутильную энергию — по сути, в рабочих условиях он представляет собой длинную, намотанную пружину. При внезапном отключении питания накопленная в намотанной силовом агрегате энергия начинает высвобождаться. Столб жидкости над насосом, приводимый в движение силой тяжести, действует скорее как ускоритель, чем как тормоз.

По мере разматывания обмотанной стержневой колонны и вращения ротора под действием потока жидкости в обратном направлении, скорость вращения стержневой колонны может превышать 5000 об/мин — что значительно превышает расчетные пределы компонентов приводной головки. Без систем торможения, предотвращающих обратное вращение, такое высвобождение энергии может разрушить двигатель привода, компоненты муфты и с большой силой выбить детали из приводной головки.

Системы предотвращения обратного вращения — механические тормоза, гидравлические демпферы или динамическое торможение на основе частотно-регулируемых приводов — являются стандартным оборудованием безопасности на установках с пневматической подвеской, но они увеличивают капитальные затраты и требуют технического обслуживания. В условиях удаленных полевых работ, где контроль безопасности менее строгий, обратное вращение остается документированной причиной повреждения оборудования и травм персонала.

Крутильная нагрузка на колонну и осложнения, связанные с наклонными скважинами

Хотя часто говорят о преимуществе штангового привода насосно-поршневого типа (PCP) в наклонных скважинах по сравнению с возвратно-поступательным штанговым приводом насосной штанги, крутящая нагрузка на штанговый привод PCP создает свои собственные сложности.

В наклонных скважинах нагруженная кручением колонна штанг прилегает к стенке обсадной трубы на протяжении длительных периодов контакта. Сочетание передачи крутящего момента и контактного давления приводит к постоянному износу как муфт штанг, так и внутренней поверхности обсадной трубы — характер износа, отличающийся от износа при контакте штанг штанги с обсадной трубой в насосно-поршневых насосах, но имеющий аналогичные последствия со временем. Направляющие или центраторы штанг уменьшают этот износ, но увеличивают стоимость и сложность монтажа.

Само по себе крутящее напряжение является источником усталости. В местах соединения сегментов штанг сочетание растяжения (от веса колонны штанг) и кручения (от передачи крутящего момента) создает сложные напряженные состояния, которые сложнее анализировать, чем чисто растягивающе-сжимающую нагрузку на колонну насосных штанг. В скважинах со значительным трением ротор-статор — из-за попадания песка, неправильного выбора зазора или разбухания статора, вызванного температурой, — требуемый крутящий момент увеличивается, и, соответственно, возрастает напряжение в колонне штанг.

Замена статора: требуется полная демонтаж трубок.

Когда статор PCP изнашивается сверх допустимого диапазона эксплуатации — будь то из-за абразивного износа, термической деградации, химического воздействия или увеличения зазора между ротором и статором — его необходимо заменить. Статор является частью колонны эксплуатационных труб. Его замена требует извлечения всей эксплуатационной колонны из скважины — полномасштабной операции по капитальному ремонту скважины.

Это принципиально отличается от модели обслуживания штангового насоса, при которой скважинный насос извлекается вместе со штангой, оставляя обсадную трубу на месте. Для скважин, где износ статора является повторяющейся проблемой — высокопесчаные пласты, высокотемпературные условия, близкие к пределу прочности эластомера, — стоимость каждой операции по замене статора значительно выше, чем стоимость аналогичной операции по обслуживанию штангового насоса.

Руководство по выбору на основе сценариев

Тяжелая нефть на средней глубине (ниже 6000 футов, низкое газонефтяное соотношение, стабильная температура).

Это родная территория PCP. Для скважин, добывающих вязкую нефть на небольшой и средней глубине, со стабильной температурой в стволе скважины ниже предела эластомера, минимальным количеством свободного газа и управляемой концентрацией песка, низкие требования к сдвигу при транспортировке, энергоэффективность и устойчивость к песку делают PCP убедительным аргументом в пользу его применения. Компактное наземное оборудование является дополнительным преимуществом в условиях ограниченного пространства.

Если в той же скважине наблюдается тенденция к увеличению газонефтяного отношения (ГНО) по мере снижения пластового давления, или если температура в стволе скважины находится в пределах 20°C от предельного значения статора, запас прочности для обеспечения дальнейшей надежности работы гидроаккумулятора сужается. Необходимо спланировать переходный период.

Высокогазосодержащие пласты (присутствие свободного газа на любой глубине)

Это область применения штангового насоса. Специальная конструкция, предотвращающая проникновение газа, управление отключением насоса и фундаментальная способность поршневого насоса справляться с потоком смешанной жидкости без катастрофического повреждения статора делают систему штангового насоса подходящим выбором. Штанговый насос в скважине с устойчиво высоким газонефтяным соотношением работает за пределами своего расчетного диапазона.

Глубокие скважины (ниже 6000 футов / 1830 м)

По мере увеличения глубины за пределы практического диапазона работы PCP — примерно 6000 футов для стандартных конфигураций — работа эластомерного статора при длительном высоком перепаде давления становится проблематичной. Увеличивается остаточная деформация статора, изменяется зазор между ротором и статором, и снижается эффективность насоса. Штоковый насос с металлическими компонентами и проверенной конструкцией для глубоких скважин (двухслойный корпус, толстостенная вставка RXB, рассчитанная на глубину до 10 000 футов) обеспечивает надежную работу на глубинах, недоступных для PCP.

Песчаные формации (значительная эрозия песчаником, умеренная глубина, низкое газонефтяное соотношение).

Обе системы способны справляться с песком, но с разными механизмами и компромиссами. Насос с поршневым клапаном (PCP) справляется с высокими концентрациями песка (до 15% по объему) в скважинах малой и средней глубины более естественно, чем стандартный штанговый насос. Однако конструкция штангового насоса с длинным плунжером для контроля песка — с его боковой геометрией входа масла и увеличенной длиной контакта плунжера — представляет собой конкурентоспособную альтернативу, особенно на глубинах, где PCP менее надежен или где содержание газа делает его применение рискованным. Правильное решение зависит от сочетания обводненности песком, газонефтяного отношения и глубины, специфичной для конкретной скважины.

Термическая рекуперация и паровые скважины

Это исключительно территория штанговых насосов. Ни одна конструкция PCP не может выдерживать длительные температуры в скважине выше 150°C. Специализированный штанговый насос для термической добычи, с втулкой парового канала из сплава Inconel 625 и механической системой привода, является специально разработанным решением для скважин с паровым приводом. PCP в этом случае не подходит.

Наклонные скважины с низкогазоотводящей вязкой нефтью

Насос PCP имеет преимущество в наклонных скважинах с низкогазоотводящими вязкими флюидами на средней глубине. Колонна с вращающимися штангами менее ограничена геометрией наклона, чем колонна с возвратно-поступательными штангами, и преимущество насоса в эффективности при работе с вязкими флюидами сохраняется на протяжении всего наклона. Защита от обратного вращения обязательна. Характеристика температуры вдоль наклонного ствола скважины важна — температура изменяется с глубиной в наклонной конструкции, и предел эластомера не должен приближаться ни в одной точке ствола скважины.

Распространенные ошибки при выборе системы

Выбор установки PCP только на основании характеристик тяжелой нефти. Тяжелая нефть не означает автоматически, что установка PCP — правильный выбор. В равной степени важны газонефтяное соотношение (ГНС), температура, глубина и газосодержание добываемой жидкости. Установка PCP в скважине с тяжелой нефтью, где повышено ГНС или температура близка к пределу статора, предсказуемо выйдет из строя и обойдется дорого.

Игнорирование требования к температурным характеристикам для PCP. Температура в скважине должна быть измерена и сравнена с номинальным пределом статора с достаточным запасом — как минимум на 20°C ниже предельного значения статора. Установка PCP без проверенных данных о температуре — это рискованный шаг, который приведет к необходимости полной замены оборудования в случае его выхода из строя.

Предположим, что система PCP хорошо справляется с песком. Система PCP переносит песок лучше, чем большинство подъемных систем, но крупный, угловатый песок при длительном воздействии высоких концентраций вызывает эрозию хромового покрытия ротора и деградацию эластомера статора. Характеристики песка — размер частиц, угловатость и концентрация — должны учитываться как при выборе, так и при определении состава статорного компаунда.

Использование стандартной конфигурации штангового насоса в скважине с высоким газонефтяным соотношением (ГНС). Стандартный насос API с вставным креплением в пласте с высоким ГНС будет испытывать газовые помехи, варьирующиеся от потери эффективности до полной газовой пробоины. Специальная противогазовая конструкция существует именно для таких условий — выбор стандартного насоса только потому, что он доступен и знаком, является ошибкой проектирования.

При сравнении общей стоимости не учитываются затраты на ремонт. Замена статора насоса PCP требует полного извлечения обсадной трубы. В скважине, где износ статора происходит каждые 18-24 месяца, затраты на ремонт быстро накапливаются. Обслуживание штангового насоса путем извлечения штанги значительно дешевле за один раз. Эту разницу необходимо учитывать при расчете общей стоимости владения, а не только первоначальную стоимость оборудования.

Часто задаваемые вопросы

В: Может ли штанговый насос с насосом-отстойником справляться с теми же задачами, что и насос с пневматической головкой (PCP)?

А: Да, при правильном выборе конструкции. Штанговый насос эффективен для скважин с тяжелой нефтью в более широком диапазоне глубин и температур, чем насос с поршневым приводом (PCP). Для высоковязкой нефти, где критически важна работа с жидкостью при низком сдвиговом воздействии, вращательный механизм PCP имеет реальное преимущество на средних глубинах. Для тяжелой нефти в глубоких скважинах, высокотемпературных пластах или скважинах с повышенным газонефтяным соотношением (ГНС) — условиях, которые ограничивают надежность PCP — штанговый насос является более подходящим выбором. Диапазон применения обеих систем для тяжелой нефти частично совпадает, и конкретные условия скважины определяют, какая из них более подходит.

В: Каков типичный срок службы статора PCP до необходимости его замены?

А: В скважинах с умеренной температурой, приемлемым содержанием песка и низким газонефтяным отношением статоры накопительных насосов в стандартном режиме работы служат от 1 до 3 лет, прежде чем износ, приводящий к снижению эффективности, потребует замены. В сложных скважинах — с высокой концентрацией песка, температурой выше 100°C или периодическим притоком газа — срок службы может сократиться до 6–12 месяцев. Поскольку замена статора требует полного извлечения обсадной трубы, частота этой процедуры напрямую определяет общую стоимость владения накопительным насосом в любом конкретном случае.

В: Требует ли штанговый насос больше технического обслуживания, чем насос с приводом от аккумулятора?

А: Эти две системы имеют разные профили технического обслуживания, а не разные уровни обслуживания. Штанговый насос требует регулярной смазки наземного агрегата, обслуживания сальникового уплотнения, осмотра колонны штанг и периодических испытаний на динамометре — большая часть которых может быть выполнена стандартной полевой бригадой и легким оборудованием. Обслуживание скважинного насоса требует извлечения штанги. Наземная приводная головка насосно-насосного агрегата имеет меньше движущихся частей и требует меньше планового наземного обслуживания, но замена статора в скважине требует полной мобилизации буровой установки для капитального ремонта. В течение десятилетнего производственного горизонта общие затраты на техническое обслуживание в значительной степени зависят от частоты и стоимости работ в скважине — и разница между извлечением штанги и извлечением обсадной трубы является существенным фактором в этом расчете.

В: Подходит ли система PCP для глубоких скважин глубиной более 6000 футов?

A: Стандартные конфигурации насосов с пусковым устройством (PCP) показывают наилучшие результаты на глубине от 1500 до 6000 футов. На глубине более 6000 футов длительное высокое перепадное давление на границе ротор-статор начинает вызывать остаточную деформацию эластомера — статор теряет свою заданную геометрию, изменяется зазор между ротором и статором, что снижает объемную эффективность и увеличивает проскальзывание. Существуют конструкции насосов с пусковым устройством, рассчитанные на высокое давление, но они менее распространены и дороже. Для работы на большой глубине более надежным выбором является штанговый насос — особенно специализированные конструкции, такие как толстостенный насос RXB, рассчитанный на глубину до 10 000 футов.

В: Как выбрать между штанговым насосом и насосом с предварительной накачкой для новой скважины?

A: При принятии решения следует последовательно учитывать пять параметров: (1) Глубина — если глубина ниже 6000 футов, основным кандидатом является штанговый насос; (2) Температура — если температура в стволе скважины превышает 120°C, используется только штанговый насос; (3) Газоотвод — если присутствует значительное количество свободного газа, используется штанговый насос с противогазовой конструкцией; (4) Вязкость жидкости и чувствительность к сдвигу — если жидкость очень вязкая, низкое газоотводящее соотношение, умеренная глубина: PCP является конкурентоспособным вариантом; (5) Общая стоимость владения в течение пяти-десяти лет, включая частоту и стоимость вмешательств для каждой системы в условиях конкретной скважины. Применяйте эту последовательность к фактическим данным скважины, а не к общей категории «скважина с тяжелой нефтью» или «мелководная скважина».

Заключение

Штанговый и винтовой насосы — это законные технологии искусственного подъема нефти, обладающие определенными преимуществами и задокументированными ограничениями. Понимание технической основы этих преимуществ и ограничений — не маркетингового описания, а фактических принципов работы и режимов отказов — определяет разницу между выбором, который будет работать годами, и тем, который будет создавать повторяющиеся проблемы.

Система PCP — это хорошо продуманное решение для своей целевой области применения: скважины малой и средней глубины, добывающие вязкие жидкости с низким газонефтяным соотношением при температурах ниже порогового значения эластомера. В этом конкретном диапазоне ее преимуществами являются низкая скорость сдвига жидкости, энергоэффективность и устойчивость к песку. За пределами этого диапазона — в глубоких скважинах, высокотемпературных пластах, газоносных месторождениях или в областях применения, требующих быстрого и недорогого обслуживания — доминирующим фактором становятся фундаментальные ограничения системы PCP.

Штанговый насос подходит для более широкого спектра задач. Его металлические компоненты не накладывают температурного ограничения, его глубина погружения превышает практический диапазон работы накопительного насоса с обратным расположением поршня (PCP), его газостойкость — улучшенная благодаря специальным противогазовым конструкциям — охватывает условия скважины, в которых PCP не может надежно функционировать, а его соответствие стандарту API 11AX обеспечивает гарантию качества и гибкость цепочки поставок, чего не могут обеспечить запатентованные конструкции статора PCP. При необходимости обслуживания извлечение штанги происходит быстрее и дешевле, чем любая альтернатива. Динамометрическая карта обеспечивает диагностическую наглядность, которую не может предложить ни одна другая система подъема на поверхности.

Для большинства наземных скважин — особенно по мере освоения месторождений, снижения пластового давления и усложнения условий бурения —насос с вакуумным насосомСочетание технической гибкости, диагностических возможностей и низкой стоимости вмешательства делает эту систему подъема, благодаря которой она по праву занимает позицию наиболее широко используемого в отрасли решения для искусственного подъема нефти.

Выбирайте, основываясь на данных конкретной скважины. Каждый параметр имеет значение. Цена неправильного выбора окупается годами.

Для получения технической консультации по выбору системы подъема, подходящей для конкретных условий вашей скважины, или для получения спецификаций на специализированные конструкции штанговых насосов для применений с высоким газонефтяным соотношением, для контроля пескообразования, для глубоких скважин или для термической добычи, свяжитесь с нашей инженерной командой, предоставив данные о профиле вашей скважины.