Штоковый насос против электростатического насоса: что лучше?

Введение

Выбор неправильной системы искусственного подъема нефти не только негативно сказывается на объемах добычи, но и может обойтись предприятию в сотни тысяч долларов из-за незапланированных ремонтных работ, потери времени простоя и преждевременного выхода оборудования из строя. Тем не менее, это решение принимается ежедневно на нефтяных месторождениях в Пермском бассейне, на Ближнем Востоке, в Западной Африке и Центральной Азии, зачастую без полного понимания того, во сколько обойдется каждая технология за весь срок службы.

В обсуждении доминируют две системы: система подъема штанг, закрепленная с помощью...насос с вакуумным насосом— и электропогружной насос (ЭПН). Оба устройства заслужили свое место в отрасли. Оба являются допустимыми решениями для конкретных условий скважины. Но они не взаимозаменяемы, и рассматривать их как эквивалентные варианты — одна из самых дорогостоящих ошибок, которые может совершить инженер-технолог.

В этой статье подробно рассматривается принцип работы каждой системы, её преимущества и — что особенно важно — в каких областях одна значительно превосходит другую. Анализ основан на опубликованных полевых данных, независимых инженерных исследованиях и технических характеристиках, полученных за более чем столетие эксплуатации штанговых насосов на наземных месторождениях по всему миру.

Если вы оцениваете варианты искусственного подъема нефти при разработке нового месторождения, возобновлении разработки зрелого месторождения или проблемной скважины, приведенное ниже сравнение предоставит вам обоснованную техническую основу для принятия решения.

Понимание двух систем: как они работают.

Как работает система подъема штанг

Система штангового подъема состоит из двух взаимосвязанных узлов: поверхностного насосного агрегата и скважинного насоса, соединенных группой штанг, длина которых может превышать милю.

На поверхности насосная установка, приводимая в движение электродвигателем или двигателем внутреннего сгорания, преобразует вращательное движение в возвратно-поступательное движение вверх и вниз. Это движение передается вниз по колонне штанг к скважинному насосу, где плунжер перемещается внутри ствола насоса. При движении вверх подвижный клапан закрывается, а неподвижный клапан открывается, позволяя жидкости из скважины заполнить ствол. При движении вниз подвижный клапан открывается, и жидкость вытесняется вверх по трубам на поверхность.

Скважинный насос — это высокоточный элемент этой системы. Он состоит из четырех основных компонентов: корпуса насоса, плунжера, подвижного клапана и неподвижного клапана. Точность подгонки плунжера к корпусу определяет эффективность перекачки, а конструкция клапана определяет, насколько хорошо насос справляется с газом, песком и вязкими жидкостями.

Современные конструкции штанговых насосов значительно отличаются от базовых поршневых насосов. Инженерные достижения теперь охватывают специализированные геометрические формы для газоносных пластов, удлиненные плунжеры для работы с песчаными флюидами, усиленные стенки ствола для работы при перепадах давления в глубоких скважинах, а также внутренние детали из высокотемпературных сплавов для термической добычи нефти и газа.

Как работает электрический погружной насос

В системе ESP все основные механические компоненты размещаются в скважине. Многоступенчатый центробежный насос, приводимый в движение герметичным электродвигателем, перемещается по эксплуатационной трубе в ствол скважины, как правило, ниже уровня жидкости. Электроэнергия подается с поверхности по силовому кабелю, проложенному вдоль колонны труб.

Электростатический насос вращается со скоростью 3000–3500 об/мин, приводя в движение ступени насоса для создания перепада давления, необходимого для подъема жидкости на поверхность. Частотно-регулируемый привод (ЧРП) на поверхности регулирует скорость вращения двигателя в соответствии с расходом подаваемой жидкости. Система также включает в себя защитный кожух (уплотнительную секцию) для предотвращения попадания жидкости из скважины в двигатель и газоотделитель для уменьшения попадания свободного газа в ступени насоса.

Поскольку все вращающееся оборудование находится в скважине, любая механическая неисправность требует полного капитального ремонта для извлечения обсадной колонны — операция, которая по своей природе является дорогостоящей и трудоемкой.

Настоящая проблема: во что на самом деле обходится неправильный выбор?

Данные полевых исследований в Северной Америке и на Ближнем Востоке неизменно показывают, что ошибки в выборе методов искусственного подъема нефти входят в тройку главных причин низкой производительности добычи на зрелых наземных месторождениях.

Преждевременный вывод электростатического насоса из строя из-за попадания песка или газовой пробки влечет за собой не только затраты на капитальный ремонт, но и потери производства в течение 2-6 недель, а также капитальные затраты на замену оборудования и время, затраченное на диагностику причин неисправности. В сложных условиях общая стоимость таких работ обычно превышает 250 000 долларов за один случай.

Штанговый насос, работающий с меньшей, чем оптимальная, эффективностью хода в скважине с большим объемом добычи, не выходит из строя катастрофически, но незаметно снижает эффективность добычи и увеличивает усталость штанговой колонны — проблема, которая накапливается в течение нескольких месяцев, прежде чем проявится в виде обрыва штанги или износа ствола.

Суть проста: насос, подходящий для неподходящей скважины, всё равно останется неподходящим.

Штоковый насос против электростатического насоса: прямое техническое сравнение.

В таблице ниже представлены опубликованные данные об эксплуатации, взятые из рецензируемых научных публикаций по нефтетехнике и независимых полевых исследований. В ней рассматриваются параметры, которые наиболее непосредственно влияют на общую стоимость и целесообразность каждой системы.

Глубина и скорость потока

Данные о глубине и дебите рассказывают первую часть истории. Штанговый насос работает экономично при дебитах, при которых системы электронасосных погружных насосов просто не могут функционировать. При дебите ниже 150 баррелей жидкости в сутки электронасосные погружные насосы становятся экономически нецелесообразными — двигатель генерирует больше тепла, чем жидкость может рассеять, и КПД падает ниже 40%. Системы штангового насоса остаются эффективными и экономичными во всем этом диапазоне дебитов от низких до средних, что описывает профиль добычи подавляющего большинства наземных нефтяных скважин в мире.

Именно здесь чаще всего принимается решение о выборе — или принимается неверно.

Для скважин с любым сочетанием высокого газонефтяного отношения, выноса песка, содержания тяжелой нефти или повышенных внутрискважинных температур — условий, характерных для значительной части скважин на зрелых месторождениях на суше — использование штангового подъемника обеспечивает явное эксплуатационное преимущество.

Техническое обслуживание, затраты на капитальный ремонт и срок службы.

Разница в стоимости капитального ремонта скважин значительна и часто недооценивается при первоначальном выборе системы. Капитальный ремонт скважин с использованием электронасосов требует мобилизации всей буровой установки, извлечения всей колонны труб, извлечения моторно-насосного агрегата и повторной прокладки новой системы с новым кабелем — процесс, который может занять несколько недель в отдаленных или труднодоступных местах.

В отличие от этого, отказ штангового насоса обычно требует лишь извлечения штанги и может быть устранен менее чем за 24 часа. Подземный насос извлекается вместе со штанговой колонной; обсадная труба остается на месте. На месторождении с несколькими скважинами эта разница в стоимости работ значительно возрастает в течение десятилетнего периода добычи.

Энергоэффективность и эксплуатационные расходы

Для скважин с производительностью менее 1000 баррелей жидкости в сутки — а это составляет большинство наземных скважин в мире — система штангового подъема является значительно более энергоэффективным вариантом.

Одним из наиболее недооцененных преимуществ штангового подъемника является доступность диагностики, которую он обеспечивает. Карты динамометрических измерений на поверхности и в скважине (динакарты) могут быть созданы с помощью стандартного полевого оборудования и проанализированы с использованием хорошо зарекомендовавших себя математических моделей, которые совершенствовались на протяжении десятилетий полевых испытаний.

Система Dynacard предоставляет инженеру-технологу на поверхности информацию о состоянии скважинного насоса: полностью ли он заполняется, присутствует ли газовое загрязнение, изношен ли плунжер и есть ли утечка в стоячем или подвижном клапане. Такая диагностическая ясность позволяет выявлять и устранять проблемы до того, как они приведут к поломкам.

Диагностика с помощью электростатических осадителей (ЭСО), хотя и улучшается благодаря технологиям внутрискважинных датчиков, функционирует скорее как система типа «черный ящик». Датчики могут выходить из строя. Режимы отказов сложнее различить с поверхности. Модели прогнозирования технического обслуживания с использованием машинного обучения улучшаются, и некоторые системы достигают точности 70–85% в прогнозировании отказов за 30–90 дней вперед — но эта технология требует дополнительных инвестиций и постоянного управления данными.

Почему штанговый насос превосходит другие типы насосов в большинстве наземных применений

Штоковые насосыНа долю этих систем приходится наибольшая доля скважин с искусственным подъемом нефти в мире — более 750 000 установок — и это рыночное положение отражает столетие доказанной эффективности, а не инерцию. Причины этого доминирования носят технический, экономический и операционный характер.

Технология, отточенная за более чем столетие.

Штанговый насос — это не просто устаревшая технология, поддерживаемая привычкой. Это постоянно совершенствующаяся инженерная платформа, которая за более чем 100 лет эксплуатации в полевых условиях вобрала в себя достижения в области материаловедения, точности производства, внутрискважинной металлургии и систем мониторинга.

Основной принцип работы — поршневой насос возвратно-поступательного действия, приводимый в движение наземным агрегатом через штанговую колонну, — остался неизменным, потому что он работает. Изменилась лишь точность изготовления современных насосов, диапазон условий эксплуатации скважин и инженерная сложность, применяемая в каждом конкретном случае.

Системы управления качеством ISO 9001 и стандарт сертификации API 11AX существуют специально для того, чтобы гарантировать соответствие компонентов штоковых насосов заданным размерам, материалам и эксплуатационным характеристикам. API 11AX охватывает все аспекты, от допусков на диаметр цилиндра насоса и зазора между плунжером и цилиндром до геометрии седла клапана и требований к твердости материала. Насос, имеющий эту сертификацию, изготовлен в соответствии со спецификациями, которые мировая нефтегазовая отрасль подтвердила за десятилетия эксплуатации в полевых условиях.

Проектирование для сложных условий бурения скважин: в чем заключаются преимущества современных штанговых насосов.

Наиболее значительные достижения в технологии штанговых насосов за последние два десятилетия были достигнуты в разработке специализированных насосов, предназначенных для конкретных сложных условий бурения скважин. Это не просто незначительные улучшения — это фундаментальные инженерные решения проблем, которые стандартные насосы не могут адекватно решить.

Скважины с высоким газонефтяным соотношением: конструкция, препятствующая проникновению газа.

Загрязнение газом является одной из наиболее распространенных причин низкой эффективности штанговых насосов в трещиноватых пластах и ​​породах с повышенным газонефтяным соотношением. Когда свободный газ попадает в стандартный ствол насоса, он сжимается и расширяется, а не передает усилие на столб жидкости — это состояние известно как газовая пробка и может снизить производительность насоса почти до нуля, несмотря на то, что наземный насос продолжает работать.

Специализированные конструкции противогазовых насосов решают эту проблему за счет механической конструкции маслозаливного клапана с возможностью открытия и закрытия. Когда газ попадает в полость насоса, клапан автоматически открывается и закрывается за счет возвратно-поступательного движения штока насоса, эффективно вытесняя газовую фазу и стабилизируя поток жидкости на поверхность.

Данная конструкция доступна в вариантах с диаметром насоса Φ44 мм и Φ57 мм, совместимых со стандартными размерами соединительных маслопроводов 2 3/8 дюйма, 2 7/8 дюйма и 3 1/2 дюйма — охватывая колонны труб, используемые в подавляющем большинстве наземных скважин. В результате обеспечивается стабильная добыча из скважин, которые в противном случае потребовали бы обходных путей с отводом газа, прерывистого режима работы или более дорогостоящих альтернативных методов подъема.

Скважины с высоким содержанием песка: конструкция для контроля песка с длинным поршнем

Образование песка повреждает стандартные компоненты насоса из-за абразивного износа поверхностей плунжера и корпуса, а также из-за накопления песка в корпусе насоса, что может привести к заклиниванию плунжера при движении вниз. В пластах со значительным содержанием мелких частиц или песка срок службы насоса при стандартных конструкциях может сократиться до нескольких недель, а не до месяцев или лет, как это возможно в чистых скважинах.

В насосе с длинным плунжером для контроля песка эта проблема решается за счет боковой конструкции маслозаборника, которая предотвращает оседание и накопление песка на входе насоса — в месте, где в стандартных конфигурациях насосов чаще всего образуются засоры и уплотнения. Увеличенная длина контакта плунжера с корпусом распределяет износ по большей площади поверхности, уменьшая скорость увеличения зазора и продлевая время до снижения эффективности насоса до такой степени, что потребуется его замена.

Этот принцип проектирования позволяет поддерживать приемлемые темпы добычи в скважинах, где одних лишь мер по контролю за выносом песка недостаточно, и где альтернативные системы подъема — особенно электростатические насосы с их высокоскоростными вращающимися рабочими колесами — выйдут из строя в течение нескольких недель после ввода в эксплуатацию.

Применение в глубоких скважинах: двухслойная конструкция ствола.

По мере углубления скважин перепад давления на насосе увеличивается, гидростатическая нагрузка на колонну штанг возрастает, а механические нагрузки на корпус насоса и плунжерный узел усиливаются. Стандартные конструкции с одностенным корпусом, которые адекватно работают на умеренных глубинах, начинают демонстрировать нестабильность размеров при длительной работе в глубоких скважинах при высоком перепаде давления.

Двухслойная конструкция корпуса насоса, используемая в штанговых насосах для глубоких скважин, решает эту проблему за счет внутренней и внешней структуры корпуса, которая более эффективно распределяет радиальные нагрузки и поддерживает стабильность размеров в условиях, которые привели бы к деформации однослойного корпуса. Эта конструкция разработана для эксплуатационных глубин от 2600 до 3500 метров — охватывая глубоководные наземные скважины, представляющие собой передовой опыт применения штанговых насосов.

Скважины для добычи тяжелой нефти и парового вытеснения: проектирование систем термической добычи.

Операции по термической регенерации, включая циклическую паровую стимуляцию и гравитационное дренирование с использованием пара (SAGD), подвергают внутрискважинное оборудование температурным условиям, которые исключают большинство стандартных вариантов систем подъема. Изоляция обмоток двигателей в системах ESP начинает разрушаться при температуре выше 250°F (121°C), что делает развертывание ESP в действующих скважинах для паровой закачки нецелесообразным.

Специализированный пароинжекционный термический насос решает эту проблему за счет механической связи, синхронизирующей движение плунжера с циклами впрыска пара. Когда колонна насосных штанг поднимается на заданный ход, плунжер поднимается, соединяя канал впрыска пара через уплотнительную трубу с эксплуатационной трубой.

Ключевым материалом в данной конструкции является использование втулок из сплава Inconel 625 в паровом канале. Inconel 625 — это никель-хром-молибденовый сплав с исключительной устойчивостью к окислению и коррозии при повышенных температурах — это тот же класс материалов, который используется в компонентах реактивных двигателей и внутренних элементах ядерных реакторов. Он выдерживает непрерывную обработку паром при температуре 350 °C (662 °F). Полевые испытания на нефтяном месторождении Ляохэ — одном из основных регионов добычи тяжелой нефти в Китае — показали, что коэффициент сохранения сухости пара составляет 85% и более на протяжении всего цикла впрыска пара, подтверждая, что конструкция насоса не снижает тепловую эффективность процесса извлечения.

В данной области применения не существует сопоставимого решения для установки электропогружных насосов в скважине. Это не незначительное преимущество — это решающее преимущество.

Скважины средней и большой глубины: конструкция вставки RXB с толстыми стенками

Конструкция вставного насоса RXB предназначена для работы в скважинах средней и большой глубины, где как стабильность размеров корпуса насоса, так и надежность нижней седловой конструкции имеют решающее значение для стабильной работы.

Толстостенный корпус насоса в конструкции RXB изготовлен из высокопрочной легированной стали с многослойным износостойким покрытием на внутренней поверхности канала. Эта система покрытия снижает коэффициент трения между плунжером и корпусом, увеличивает интервал обслуживания до того, как увеличение зазора начнет снижать эффективность перекачки, и обеспечивает коррозионную стойкость в средах перекачиваемых жидкостей с повышенным содержанием H₂S или CO₂.

Фиксированная конструкция дна в конструкции RXB устраняет эффект «дыхания» — циклическое расширение и сжатие корпуса насоса, которое происходит в стандартных конструкциях из-за чередования перепада давления при каждом ходе поршня. Устранение этого циклического изменения размеров повышает стабильность работы более чем на 30% по сравнению с традиционными аналогами и снижает скорость износа как корпуса, так и плунжера.

Все компоненты трубопровода насоса RXB изготовлены из нержавеющей стали с износостойким покрытием. В сочетании с конструкцией корпуса это увеличивает срок службы в один-три раза по сравнению с традиционными конструкциями в аналогичных условиях скважины, что значительно снижает частоту ремонтных работ и связанные с ними затраты.

Вставной насос RXB рассчитан на работу на глубине до 10 000 футов, что охватывает диапазон глубин большинства продуктивных наземных нефтяных пластов по всему миру.

Общая стоимость владения: показатель, который действительно имеет значение.

При сравнении капитальных затрат на системы штангового подъема и электростатические насосы часто отдается предпочтение анализу первоначальной стоимости оборудования. Такой подход к сравнению вводит в заблуждение и неизменно приводит к неверным долгосрочным решениям.

Правильным сравнением является общая стоимость владения (TCO) за определенный производственный горизонт — обычно от пяти до десяти лет. Этот расчет должен включать в себя:

1. Первоначальные затраты на оборудование и установку.

2. Текущее потребление электроэнергии

3. Расходы на плановое техническое обслуживание и осмотр.

4. Частота вмешательств и стоимость одного случая.

5. Потери производства во время плановых и внеплановых мероприятий.

Стоимость замены оборудования (полная или частичная замена системы)

Применение этого расчета к наземным скважинам с низкой и средней дебитностью — которые составляют большинство применений штанговых насосов в мире — показывает, что системы штангового подъема демонстрируют снижение затрат на протяжении всего жизненного цикла на 30–50% по сравнению с системами электростатического нагнетания в течение десятилетнего периода.

Это объясняется не столько более низкой стоимостью штанговых насосов. Причина в том, что причины их поломок легко выявляются, ремонт выполняется быстро и недорого, срок их службы дольше в условиях скважины, где они используются, а их энергоэффективность при низких расходах выше.

Ремонт скважины с использованием электронасоса обходится в 100 000–250 000 долларов за одно мероприятие, в среднем каждые 2 года (а в сложных условиях — каждые 11 месяцев), что в совокупности составляет очень большую сумму за весь срок эксплуатации скважины. Возможность обслуживания штангового насоса с помощью выдвижного устройства за 12–24 часа коренным образом меняет экономическую картину.

Работа на зрелых месторождениях: преимущества бурения скважин с минимальным объемом добычи.

Более 40% всех скважин с искусственным подъемом нефти в мире добывают менее 15 баррелей нефти в сутки — в североамериканской терминологии они классифицируются как «скважины с искусственным подъемом нефти». На эти скважины в совокупности приходится значительная часть общей добычи на суше, но их индивидуальные показатели добычи делают дорогостоящие системы искусственного подъема нефти экономически нецелесообразными.

Штоковый насос — единственный метод искусственного подъема нефти, который остается экономически целесообразным при темпах добычи ниже 1 барреля в сутки. При таких темпах системы электростатических насосов не могут обеспечить достаточный поток жидкости для охлаждения двигателя, и экономическая целесообразность системы — капитальные затраты, затраты на капитальный ремонт, потребление электроэнергии — не может быть оправдана по сравнению с доходами, получаемыми от добычи на низких темпах.

Именно поэтому на долю штангового подъема приходится более 750 000 установок по всему миру, и он остается предпочтительным методом подъема для наземных скважин в Северной Америке, Китае, на Ближнем Востоке, в России и Южной Америке.

Когда экстрасенсорное восприятие — правильный выбор

Для сбалансированного технического сравнения необходимо признать, в каких случаях системы ESP действительно превосходят системы подъема штанги.

Высокообъемное производство

Для скважин с производительностью более 3000 баррелей жидкости в сутки механический подъем штанги становится ограниченным. Частота ходов и геометрия насоса, необходимые для работы с очень высокими дебитами, создают усталостные нагрузки на колонну штанг, которые ограничивают эффективность работы и увеличивают частоту отказов. Системы электронасосов являются подходящим методом подъема для высокодебитных добывающих скважин, морских скважин и глубоководных применений, где объемы добычи оправдывают более высокие капитальные и эксплуатационные затраты.

Наклонные и горизонтальные скважины

В системе штангового подъема буровой колонна должна двигаться практически по прямой траектории от наземного блока до внутрискважинного насоса. В наклонных скважинах — особенно в тех, где угол изгиба превышает примерно 10 градусов на 100 футов — контакт штанг с трубами увеличивает трение, ускоряет износ как штанг, так и труб, и может привести к разрыву штанг в точках контакта. Хотя наклонная штанговая откачка применяется со специализированными центраторами и компонентами, снижающими трение, она вносит сложность и увеличивает стоимость, чего нет при заканчивании вертикальной скважины.

Электронасосы не имеют штанговой колонны. Моторно-насосный узел работает на трубах и кабеле, без каких-либо механических ограничений на отклонение ствола скважины. Для горизонтальных скважин и скважин с сильным наклоном ствола электронасосы обычно являются предпочтительным вариантом подъема, когда дебит оправдывает использование системы.

Оффшорные приложения

Ограничения по площади платформы, плотность скважин и высокие темпы добычи, характерные для морских скважин, делают штанговый подъем непрактичным в большинстве морских условий. Системы электронасосных погружных насосов (ЭНН) являются доминирующим методом подъема для морских и подводных применений, где их компактные габариты на поверхности и высокая производительность соответствуют эксплуатационным требованиям.

Распространенные ошибки при выборе системы искусственного подъема нефти.

Понимание того, где на практике принимаются ошибочные решения, помогает избежать наиболее дорогостоящих ошибок.

Выбор погружного насоса только на основании глубины. Глубина бурения является необходимым, но недостаточным критерием для выбора погружного насоса. Если скважина не обеспечивает дебит выше экономически минимального уровня, установленного для погружного насоса (~150 баррелей в сутки), система будет работать ниже порога терморегулирования и преждевременно выйдет из строя.

Игнорирование данных о составе жидкости. Данные о содержании песка, газонефтяном соотношении и вязкости жидкости часто бывают неполными на момент первоначального выбора системы подъема для новых скважин. Использование того же типа подъема, что и в соседних скважинах, без проверки сопоставимости условий жидкости является распространенной причиной ранних отказов.

Недооценка частоты капитального ремонта скважин в сложных геологических формациях. Статистика срока службы электронасосов представляет собой средние значения по всем типам скважин. В скважинах с высокой песчаной дебитностью, повышенными температурами или высоким газонефтяным соотношением — именно в таких условиях существуют специализированные конструкции штанговых насосов — срок службы электронасосов может сократиться до 11 месяцев или менее. Экономическая целесообразность работ резко меняется при такой частоте отказов.

Рассматривать все конструкции штанговых насосов как эквивалентные. Стандартный насос API с вставным креплением и специализированный насос для противогазовой, пескоструйной или термической рекуперации разработаны для принципиально разных условий эксплуатации. Выбор стандартного насоса для сложных условий скважины только потому, что он доступен и знаком, является ошибкой проектирования, а не решением, позволяющим сэкономить средства.

Сосредоточимся только на капитальных затратах, а не на общей стоимости владения. Стоимость приобретения оборудования является наиболее очевидной статьей расходов, но она редко бывает самой крупной статьей расходов за весь срок эксплуатации скважины. Затраты на капитальный ремонт, потребление энергии и потери добычи во время ремонтных работ неизменно доминируют в расчете общей стоимости владения за десять лет.

Методика выбора систем искусственного подъема

Приведенная ниже логика принятия решений отражает технические критерии, которые должны определять выбор системы подъема для наземных скважин.

Начнем с уровня добычи и глубины. Если ожидаемая добыча из скважины составляет менее 3000 баррелей в сутки и ее глубина менее 14 000 футов, то наиболее подходящим вариантом является штанговый подъемник. Если ожидаемая добыча из скважины превышает 5000 баррелей в сутки, или скважина имеет сильный наклон или расположена в море, то наиболее подходящим вариантом становится электронасос.

Оцените состав жидкости. Если в скважине наблюдается значительное вынос песка, высокое газонефтяное соотношение, тяжелая нефть или повышенная температура, оцените конструкции специализированных штанговых насосов, прежде чем рассматривать электропогружные насосы. Специализированные конструкции (противогазовые, с длинным плунжером, с термическим извлечением, толстостенные RXB) существуют именно потому, что эти условия распространены в продуктивных наземных пластах.

Смоделируйте общую стоимость владения. Используйте реалистичные оценки затрат на капитальный ремонт скважин, ожидаемый срок эксплуатации на основе аналогичных скважин в том же пласте и текущие цены на энергоносители. Не используйте теоретические показатели эффективности — используйте средние значения, полученные в ходе полевых наблюдений на сопоставимых скважинах.

Учитывайте оперативный контекст. Удаленные местоположения, ограниченная доступность буровых установок и небольшие полевые бригады способствуют упрощению работ с использованием штанговых насосов. Крупные месторождения с выделенными мощностями для капитального ремонта скважин и развитой инфраструктурой мониторинга могут более эффективно управлять операциями с использованием погружных насосов.

Проверьте соответствие сертификации и стандартам качества. Независимо от типа насоса, сертификация API 11AX обеспечивает минимальную гарантию соответствия размерным и материальным требованиям. Сертификация системы управления качеством ISO 9001 на уровне производства обеспечивает дополнительную гарантию стабильности производства и контроля поступающих материалов.

Часто задаваемые вопросы

В: При какой производительности мне следует рассмотреть возможность перехода с штангового насоса на электростатический насос?

А: Общая точка перегиба находится примерно на уровне 3000 баррелей в сутки. При более низких скоростях системы штангового подъема сохраняют значительное преимущество в эффективности и стоимости. При скоростях выше 5000 баррелей в сутки системы электростатического нагнетания становятся все более подходящими. Для диапазона 3000–5000 баррелей в сутки требуется полный анализ совокупной стоимости владения (TCO), чтобы определить оптимальный выбор для вашей конкретной скважины и условий месторождения.

В: Может ли анасос с вакуумным насосомКак одновременно обрабатывать песок и газ?

А: Да — при правильной конструкции насоса. Стандартный вставной насос плохо подходит для условий, сочетающих песок и высокое газонефтяное отношение. Однако специальные конструкции, сочетающие боковую геометрию маслозабора (контроль песка) с механической противогазовой клапанной системой, могут одновременно решать обе проблемы. Ключевым моментом является соответствие конструкции насоса конкретным характеристикам скважинной жидкости, а не выбор стандартного насоса и надежда на его работоспособность в сложных условиях.

В: Как часто необходимо извлекать и осматривать исправный штанговый насос?

А: В скважинах с чистыми флюидами и умеренными условиями правильно спроектированный штанговый насос может работать несколько лет без необходимости его извлечения. В сложных скважинах — с высоким содержанием песка, высоким газонефтяным соотношением, коррозионными флюидами — осмотр и замена насоса могут потребоваться каждые 12–24 месяца. Ключевое преимущество перед электронасосами заключается в том, что когда требуется извлечение насоса, стоимость работ значительно ниже, чем при использовании электронасоса: установка для извлечения насоса, 12–24 часа, не требуется буровая установка.

В: Что на самом деле гарантирует сертификация API 11AX?

A: API 11AX — это международный стандарт для подземных штанговых насосов. Он устанавливает допуски на размеры отверстий в корпусе насоса, наружных диаметров плунжера, размеров и материалов клапанов, а также требования к твердости корпуса и плунжера. Насос, сертифицированный по API 11AX, изготовлен в соответствии с этими подтвержденными спецификациями и прошел соответствующие проверки качества. Он обеспечивает взаимозаменяемость размеров — что крайне важно для технического обслуживания в полевых условиях — и устанавливает минимальный базовый уровень качества насосов в профессиональных нефтепромысловых приложениях.

В: Эксплуатация электростатического насоса дешевле, чем эксплуатация штангового насоса в глубокой скважине?

А: Не обязательно — и часто совсем нет. Одна только глубина не делает электронасос более дешевым вариантом. Для скважин с дебитом менее 1500–2000 баррелей в сутки на глубине, более низкие затраты на обслуживание, более длительный срок службы и лучшая эффективность системы штангового подъема при умеренных дебитах обычно приводят к снижению общей стоимости владения за десять лет. Экономическая целесообразность использования электронасоса в глубокой скважине требует либо высоких дебитов, либо условий в скважине (горизонтальное отклонение, очень высокая температура, требующая специальных решений, выходящих за рамки возможностей штангового насоса), которые делают штанговый подъем нецелесообразным.

Заключение

Он насос с вакуумным насосом Сравнение с системами ESP не дает простого ответа, но условия, при которых каждая система подходит, четко определены, и технические доказательства очевидны.

Для подавляющего большинства наземных нефтяных скважин, характеризующихся низкими или умеренными темпами добычи, вертикальным или слегка наклонным стволом скважины, сложным составом бурового раствора и ограниченными по стоимости условиями эксплуатации, системы штангового подъема являются технически более предпочтительным и экономически рациональным выбором. Они работают при темпах добычи, при которых системы электронасосных погружных насосов не могут функционировать экономически целесообразно, они выдерживают условия бурового раствора, разрушающие компоненты электронасосных погружных насосов, их отказы легко диагностируются и доступны для устранения, а их ремонтные работы быстры и недороги по сравнению с альтернативными вариантами.

Разработка специализированных конструкций насосов — для работы с высоким газонефтяным соотношением, песчаными отложениями, тяжелой нефтью, а также для глубоководной и термической добычи — значительно расширила диапазон рабочих характеристик штанговых насосов, выйдя за рамки возможностей стандартных конструкций. Это не просто постепенные улучшения; это инженерные решения, разработанные с учетом специфических условий скважины, которые делают искусственный подъем нефти сложной задачей, и они изготавливаются в соответствии с теми же стандартами API 11AX и ISO 9001, которые определяют профессиональное нефтепромысловое оборудование во всем мире.

Системы электростатических погружных насосов (ЭСН) действительно превосходят аналогичные системы в условиях больших объемов работ, на шельфе и при сильном отклонении бурового потока. В этих конкретных условиях их более высокие капитальные и эксплуатационные затраты оправданы возможностями, недоступными для штанговых подъемных систем.

Следует избегать ошибки, заключающейся в применении логики выбора электростатического осадителя к условиям скважины, где штанговый насос явно более целесообразен — не потому, что это более старая технология, а потому, что это более продуманное решение для данных условий. За десятилетний период добычи разница в общей стоимости владения между правильным и неправильным выбором может достигать семизначных сумм на скважину.

Выбор основывается на характеристиках скважины, а не на каталоге оборудования.

Для получения технических характеристик специализированных штанговых насосов для работы в скважинах с высоким газонефтяным соотношением, для контроля пескообразования, для термической добычи и в глубоких скважинах, свяжитесь с нашей инженерной командой, предоставив данные о вашей скважине.