EN
Естественото налягане в резервоара обикновено пада под 500 psi в повечето кладенци с дълбочина над 1500 фута и в този момент пластът просто няма достатъчно енергия, за да поддържа естественото течение на флуидите. Това намаляване на налягането става особено значимо на дълбочина между 2000 и 4000 фута, където скоростта на спада на налягането нараства с около 30 до 40 процента в сравнение с по-плитките зони. Когато налягането в дъното на кладенеца стане достатъчно ниско, за да премине прага на първоначално отделяне на газове, газовете започват да се отделят от течната смес. Този процес намалява общото тегло на флуидната колона над кладенеца, което затруднява още повече останалите флуиди да се издигат по тръбите. Ако операторите не инсталират механично оборудване за изпомпване навреме след тези промени в налягането, според наблюдения от множество нефтени полета обемът на производството обикновено намалява повече от наполовина само за шест месеца.
Препоръчителната практика на API 11L (API RP 11L) предоставя стандартизирано ръководство, което свързва дълбочината на кладенеца и целевите добивни дебити с оптимални параметри на качване. За кладенци с дълбочина между 2500 и 3500 фута и добив от 50–80 барела на ден (BPD), стандартът препоръчва:
Тези настройки осигуряват баланс между механическото напрежение и запълването на помпата – поддържайки степен на запълване над 85%, като същевременно се минимизира максималното напрежение върху пръта. Отклонения над ±15% от тези насоки увеличават риска от повреда на предавкателната кутия с 35%, според данни за експлоатационната надеждност, цитирани в приложение Б на API RP 11L.
Слоят Улфкамп в Пермийската котловина постигна добри резултати с традиционни класически балансирни помпи тип II, които работеха ефективно на дълбочини между около 1800 и 3200 фута. За по-плитките участъци на дълбочина между 1800 и 2200 фута тези помпи обикновено изкачваха около 55 до 65 барела на ден при настройка с ходове на дължина 74 инча и 18 цикъла в минута. По-дълбоко обаче условията се промениха – кладенците на дълбочина от 2800 до 3200 фута даваха само около 25 до 35 барела дневно, въпреки по-дългите ходове от 86 инча, но при по-бавна скорост от 14 цикъла в минута. Превключването към стъпково намалени шетпути направи сериозна разлика, като намали проблема с повтарящото се напрежение почти с една четвърт в сравнение с еднородните шетпути. Това помогна на оборудването да служи значително по-дълго преди нуждата от ремонт, удължавайки интервалите за поддръжка до средно около 14 месеца. Цялата конфигурация работеше най-добре при кладенци със средно ниво на добив, където налягането в скалите беше между 300 и 600 паунда на квадратен инч. Точно това са условията, при които старите насоки API RP 11L относно съгласуването на дълбочината със скоростите на помпаж реално съответстват на това, което операторите наблюдават в полевите условия.
Спускането над 1000 фута наистина увеличава вероятността от проблеми с газа в сондажите. Данните от полевите изследвания показват, че когато това се случи, проблемите с газовото заключване нарастват почти три пъти в сравнение с нормалните условия. Когато нивото на течността падне под това, което наричаме критични точки на потапяне, газът започва да навлиза в помпената зона, където се смесва с останалата течност. Тези газо-течни смеси затрудняват правилното затваряне на клапаните, тъй като са сгъстими. Резултатът е намалена ефективност на помпажа, понякога с до две трети по-ниска от очакваната, както и различни разрушителни цикли при изключване на помпата, които нанасят щети на компонентите на оборудването като пръти, тръби и различни клапани. Традиционните прътови помпи са изправени пред особени предизвикателства тук, тъй като работят с постоянни скорости и просто не могат да се адаптират достатъчно бързо, когато налягането в дъното на сондажа се промени рязко или когато изведнъж се появи газ отдолу.
За да работят правилно помпите, е необходимо добро съгласуване между налягането, необходимо за отваряне на стационарните клапани, и процесите, свързани с градиента на флуида в кладенеца. Минималното потапяне трябва да бъде над определени стойности, обикновено около 300 до 500 фута при средни по плътност сурови нефтени масла – това осигурява достатъчен хидростатичен напор, така че клапаните да функционират както е предвидено. Когато става въпрос за движещите се клапани, те се нуждаят от разлика в налягането между 150 и 300 psi, за да могат правилно да се отварят и затварят. Ако на дъното на кладенеца няма достатъчно налягане, цялата система губи ефективност. Полеви тестове с динамометри показват, че при неправилно съгласуване на клапаните някои кладенци могат да загубят почти една трета от потенциалния си добив, особено когато нивата на флуида постоянно се променят в рамките на денонощието.
Мексиканският залив представлява уникални предизвикателства за нефтената продукция, тъй като приливите и неравномерната структура на находищата водят до постоянни промени в нивата на флуидите, които сериозно затрудняват традиционното оборудване за изпомпване. Наскоро някои оператори инсталираха помпени агрегати с променливи скоростни задвижвания (VSD), което направи голяма разлика. Тези системи намалиха вариациите в нивата на флуидите с около три четвърти, като едновременно поддържаха нива на пълнене на помпата над 90 процента през по-голямата част от времето. Чрез непрекъснато регулиране въз основа на показанията за налягане от обвивката и обратната връзка от динамометри, тези помпи можеха да променят скоростта на хода си, за да следят притока в кладенеца. Такава конфигурация спря досадните инциденти с изключване на помпата, дори когато налягането се променяше рязко. Освен това успяха да намалят енергийното потребление с около една четвърт благодарение на по-доброто управление на въртящия момент. Това показва, че умните системи за управление могат действително да разширят възможностите на балансирани помпи в трудни морски среди.
Когато обратното налягане надвиши 300 psi, операторите се сблъскват с проблеми както от механична, така и от хидравлична гледна точка. Натоварването на полирания прът нараства с между 15% и почти 22%, тъй като системата трябва да преодолява по-голямо съпротивление. Това оказва допълнително напрежение върху прътовете и означава, че оборудването трябва да бъде изработено по-здраво от обикновено. Едновременно с това, когато газ попадне в цилиндъра на помпата, той се разширява и намалява количеството течност, което всъщност се премества през системата при всеки цикъл. Става дума за загуби на ефективност между около 8% и може би 12%. Какво означава това за полевите операции? Компаниите се нуждаят от по-големи предавки и компоненти, изработени от по-издръжливи метали, просто за да продължат да постигат производствените си цели, без оборудването да се повреди твърде скоро след монтажа.
Когато суровата нефта стане по-гъста от 500 центипоаза, цялата помпена операция се променя напълно. Течността просто не тече лесно, затова операторите трябва значително да забавят процеса – обикновено с около 30 до 50 процента по-бавно от нормалните скорости. Това помага да се избегнат проблеми като огъване на штангите и онези неприятни скокове във въртящия момент, които могат да повредят оборудването. Какво правят обикновено полските екипи? Монтират по-силни редуктори, използват по-мощни задвижващи машини и удължават хода, когато е възможно. Разбира се, тези корекции позволяват на машините да работят без повреди, но има и цена. Производството се забавя, а всеки изпомпан барел изисква около 18 до 25 процента повече енергия в сравнение с типичните стойности за обикновените кладенци. Това е скъп компромис, но повечето оператори го считат за оправдано инвестиране, за да осигурят надеждна дейност на дълга сметка.
Когато съдържанието на твърди частици надхвърли 0,5% по обем, износването на буталата, клапаните и онези метални цилиндри, които всички познаваме толкова добре, значително нараства. За да се противодейства на абразивните повреди, има основно два ефективни фактора, които работят заедно: първо, използването на по-твърди материали за ключови компоненти (с твърдост поне 55 RC), което може да намали ерозията с около 40%. Второ, забавянето на честотата на хода до под 6 хода в минута помага, тъй като намалява скоростта, с която частиците удрят повърхностите. Добавете още и някои добри системи за контрол на пясъка, като подходящи десандери и онези довършвания с гравийна запечатка, за които всички говорят, и изведнъж оборудването става значително по-дълготрайно. В райони, където пясъкът е сериозен проблем, интервалите между повредите нарастват от по-малко от 90 дни до около 200 дни или повече при комбинираното прилагане на тези мерки.
Въглеродният диоксид и сероводородът, присъстващи в солените емулсии, наистина ускоряват електрохимичните процеси на корозия при стоманените шетфове от въглеродна стомана, понякога увеличавайки деградацията три пъти спрямо обстановката в нормални нефтени полета. Тези кисели реакции бързо разяждат якостта на опън и повредяват повърхностите, което може да доведе до отказване на шетфовете само за няколко месеца, ако не се предприемат мерки. Преходът към материали, устойчиви на корозия, прави голяма разлика. Сплави като 13Cr мартензитна или 22Cr двойна (дуплекс) неръждаема стомана, имат срок на служба около два до три пъти по-дълъг. Полеви тестове са показали, че тези дуплексни шетфове задържат скоростта на корозия под контрол – под 1 mpy, дори когато са изложени на среди със съдържание на сероводород до 15%. Прилагането на епоксидни покрития заедно с катодни защитни системи осигурява допълнителни защитни слоеве, които дават най-добри резултати, когато се комбинират с рационален избор на материали за максимална продължителност на живот.
Когато емулсиите се образуват в системата, те всъщност намаляват плътността на флуида и могат да причинят прекомерно ранно отделяне на газ, което води до проблеми с потапянето в зоната на смуканията на помпата. Това, което следва, е доста неблагоприятно за операциите – наблюдаваме непълно запълване на помпата, заключване от газ и понякога дори до 40% спад в производствените обеми. За да се справят адекватно с тези проблеми, операторите трябва да започнат да прилагат решения още преди проблемите да достигнат до клоновото пространство. Тривалентните хоризонтални сепаратори обикновено постигат ефективност между 65 и 75 процента при отделянето на свободна вода и газ от сместа. За онези упорити емулсии от вода и нефт, които просто не се разделят естествено, се използват химически деемулгатори. Повечето инсталации подават дози между 50 и 100 части на милион в зависимост от условията. Междувременно съвременните автоматизирани регулатори на ниво постоянно коригират параметрите на сепарация по необходимост, без ръчно вмешателство. Полевите инженери обикновено препоръчват да се поддържа флуидна колона от поне 500 фута над местоположението на помпата. Това помага за поддържане на подходящо налягане на смуканията и осигурява стабилни потоци, които правят цялата помпена операция надеждна от ден на ден.
Дълбочината на резервоара влияе на нивата на естественото налягане, което засяга движението на флуидите и изисква механично изпомпване при намаляване на налягането над 1500 фута.
API RP 11L предоставя стандартизирани препоръки за дължина на хода, скорост и конструкция на шайбите въз основа на дълбочината на кладенеца и темповете на производство, което намалява риска от повреди и оптимизира ефективността.
Колебанията в нивата на течности поради приливи и неравни структури затрудняват традиционните помпи, но системите с интегриран VSD могат да стабилизират нивата на течности и да оптимизират употребата на енергия.
Използването на корозоустойчиви материали като мартенситна неръждаема стомана 13Cr и прилагането на защитни покрития и системи могат значително да намалят скоростта на корозия в агресивни среди.
Свързани статииАвторско право © 2025 от Шандонг Минлиу Индустриал Груп Ко., Лтд
