EN
В естественных условиях давление в резервуаре, как правило, падает ниже 500 psi в большинстве скважин глубже 1500 футов, и на этом этапе пласт уже не обладает достаточной энергией для поддержания естественного притока жидкости. Мы наблюдаем, что потеря давления становится особенно значительной на глубинах от 2000 до 4000 футов, где скорость снижения давления возрастает на 30–40 процентов по сравнению с более мелкими зонами. Когда давление на забое скважины становится достаточно низким и пересекает порог точки выделения газа, газы начинают выделяться из раствора и отделяться от жидкой смеси. Этот процесс уменьшает общую плотность столба жидкости над скважиной, что затрудняет подъем оставшейся жидкости по насосно-компрессорным трубам. Если операторы не установят оборудование механического подъема вскоре после таких изменений давления, уровень добычи, как показывают наблюдения на множестве месторождений, обычно падает более чем наполовину всего за шесть месяцев.
Рекомендуемая практика API 11L (API RP 11L) предоставляет стандартизированные рекомендации, связывающие глубину скважины и целевые показатели добычи с оптимальными параметрами откачки. Для скважин глубиной от 2500 до 3500 футов с добычей 50–80 баррелей в сутки (BPD) стандарт рекомендует:
Такие параметры обеспечивают баланс механических напряжений и заполнения насоса — поддерживая степень заполнения выше 85 % и минимизируя максимальные напряжения в штангах. Отклонения более чем на ±15 % от этих рекомендаций увеличивают риск выхода из строя редуктора на 35 %, согласно данным полевой надежности, приведённым в приложении B API RP 11L.
В отложении Вулфкамп в бассейне Пермского края были получены хорошие результаты при использовании традиционных балансирных насосов класса II, эффективно работающих на глубинах от 1 800 до 3 200 футов. На более мелких участках на глубине от 1 800 до 2 200 футов эти насосы обычно добывали около 55–65 баррелей в сутки при ходе длиной 74 дюйма и частоте 18 циклов в минуту. На больших глубинах, от 2 800 до 3 200 футов, добыча снижалась до 25–35 баррелей в день, несмотря на более длинный ход — 86 дюймов, — но при более низкой скорости, всего 14 циклов в минуту. Переход на ступенчатые штанги дал заметный эффект, сократив проблему циклических нагрузок почти на четверть по сравнению с использованием прямых однородных штанг. Это позволило значительно продлить срок службы оборудования до следующего ремонта, увеличив интервалы обслуживания в среднем до 14 месяцев. Вся установка показала наилучшую эффективность на скважинах со средним дебитом, где пластовое давление составляло от 300 до 600 фунтов на квадратный дюйм. Именно в таких условиях традиционные рекомендации API RP 11L по согласованию глубины и скорости откачки действительно соответствуют тому, что наблюдают операторы на месторождениях.
Снижение уровня жидкости более чем на 1000 футов значительно увеличивает вероятность возникновения проблем с газом в скважинах. Данные полевых наблюдений показывают, что в таких случаях количество случаев газовой пробки возрастает почти в три раза по сравнению с нормальными условиями. По мере того как уровень жидкости опускается ниже так называемых критических точек погружения, газ начинает проникать в зону насоса, где смешивается с имеющейся там жидкостью. Такие газожидкостные смеси затрудняют правильное закрытие клапанов, поскольку они представляют собой сжимаемые среды. В результате снижается эффективность откачки — иногда до уровня, на две трети ниже ожидаемого, — а также возникают различные разрушительные циклы работы насоса «на сухую», которые наносят ущерб компонентам оборудования, таким как штанги, трубы и различные клапаны. Традиционные штанговые насосы сталкиваются здесь с особыми трудностями, поскольку работают с постоянной скоростью и просто не могут достаточно быстро адаптироваться при резких изменениях давления на забое или при внезапном притоке газа снизу.
Для правильной работы насосов необходимо обеспечить хорошую согласованность между давлением, необходимым для открытия стоячих клапанов, и тем, что происходит с градиентом жидкости в скважине. Минимальная глубина погружения должна превышать определённые значения, обычно около 300–500 футов при работе со среднеплотной нефтью; это обеспечивает достаточный гидростатический напор, чтобы клапаны функционировали должным образом. Что касается плунжерных клапанов, им требуется перепад давления где-то между 150 и 300 psi, чтобы корректно открываться и закрываться. Если на забое скважины недостаточно давления, вся система теряет эффективность. Полевые испытания с использованием динамографов показывают, что при неправильном подборе клапанов некоторые скважины могут терять почти треть своего потенциального дебита, особенно когда уровень жидкости постоянно меняется в течение суток.
Мексиканский залив создает уникальные проблемы для добычи нефти, поскольку приливы и неравномерная структура месторождений приводят к постоянным изменениям уровня жидкости, что серьезно мешает традиционному подъемному оборудованию. Недавно некоторые операторы установили насосные агрегаты с частотно-регулируемыми приводами (VSD), что значительно изменило ситуацию. Эти системы сократили колебания уровня жидкости примерно на три четверти, при этом коэффициент заполнения насоса оставался выше 90 процентов большую часть времени. Постоянно корректируя работу на основе показаний давления со стороны затрубного пространства и данных динамометров, такие насосы могли изменять скорость хода плунжера, чтобы соответствовать поступлению жидкости в скважину. Такая конфигурация предотвращала надоедливые случаи опорожнения насоса, даже когда давление резко колебалось. Кроме того, удалось сократить энергопотребление примерно на четверть благодаря улучшенному управлению крутящим моментом. Это показывает, что интеллектуальные системы управления могут расширить возможности штанговых насосов в сложных морских условиях.
Когда противодавление превышает 300 psi, операторы сталкиваются с проблемами как механического, так и гидравлического характера. Нагрузка на полированном штоке возрастает от 15% до почти 22%, поскольку система должна преодолевать большее сопротивление. Это создает дополнительную нагрузку на штанговые колонны и требует изготовления оборудования более прочным, чем обычно. В то же время, когда газ задерживается внутри цилиндра насоса, он расширяется и уменьшает объем жидкости, перемещаемой системой за каждый цикл. Речь идет о потерях эффективности в пределах примерно от 8% до 12%. К чему это приводит в реальных условиях эксплуатации? Компаниям приходится использовать более мощные редукторы и компоненты из более прочных металлов, чтобы продолжать достигать производственных целей без преждевременного выхода оборудования из строя после установки.
Когда сырая нефть становится гуще 500 сантипуаз, вся технология откачки кардинально меняется. Такая жидкость плохо перекачивается, поэтому операторам приходится значительно снижать скорость — обычно на 30–50 процентов ниже обычной. Это позволяет избежать таких проблем, как продольный изгиб штанг и резкие скачки крутящего момента, которые могут повредить оборудование. Что обычно делают бригады на месторождениях? Они устанавливают более мощные редукторы, используют двигатели большей мощности и увеличивают ход плунжера, если это возможно. Конечно, такие меры позволяют оборудованию работать без поломок, но обходятся они недёшево. Добыча замедляется, а каждый добытый баррель требует на 18–25 процентов больше энергии по сравнению с обычными скважинами. Это дорогостоящий компромисс, однако большинство операторов считают такие вложения оправданными для обеспечения надёжности эксплуатации в долгосрочной перспективе.
Когда содержание твердых частиц превышает 0,5 % по объему, значительно возрастает скорость износа плунжеров, клапанов и знакомых всем металлических цилиндров. Для борьбы с абразивным износом эффективны в основном два взаимодополняющих подхода: во-первых, использование более твердых материалов для ключевых деталей (твердость не менее 55 по шкале RC), что позволяет снизить эрозию примерно на 40 %. Во-вторых, снижение частоты хода до менее чем 6 ходов в минуту, поскольку это уменьшает скорость соударения частиц с поверхностями. Дополнительно применение эффективных систем контроля песка, таких как десандеры и гравийная набивка в завершениях, резко увеличивает срок службы оборудования. В регионах с высоким содержанием песка при использовании этих комплексных мер интервалы между отказами возрастают с менее чем 90 дней до примерно 200 дней и более.
Наличие углекислого газа и сероводорода в рассольных эмульсиях значительно ускоряет электрохимические процессы коррозии в стальных штангах из углеродистой стали, иногда увеличивая деградацию в три раза по сравнению с обычными условиями нефтяных месторождений. Эти кислотные реакции быстро снижают предел прочности на растяжение и повреждают поверхности, что может привести к разрушению штанг всего за несколько месяцев, если не принимать мер. Переход на коррозионностойкие материалы дает принципиальные различия. Сплавы, такие как мартенситная сталь 13Cr или дуплексная сталь 22Cr, служат в эксплуатации примерно в два-три раза дольше. Испытания на месторождениях показали, что такие дуплексные штанги поддерживают скорость коррозии на уровне менее 1 мдг, даже при воздействии сред, содержащих до 15% сероводорода. Нанесение эпоксидных покрытий в сочетании с применением систем катодной защиты обеспечивает дополнительные защитные слои, которые наиболее эффективны при сочетании с правильным выбором материалов для максимального срока службы.
Когда в системе образуются эмульсии, они фактически снижают общую плотность жидкости и могут вызвать преждевременное выделение газа, что приводит к проблемам с погружением в зоне впуска насоса. Далее возникает ситуация, крайне негативно влияющая на эксплуатацию: наблюдается неполное заполнение насоса, возникают проблемы с газовой пробкой и иногда снижение объёмов добычи до 40%. Для эффективного решения этих вопросов операторам необходимо начинать применять меры ещё до поступления продукции в ствол скважины. Трёхфазные горизонтальные сепараторы обычно обеспечивают эффективность разделения свободной воды и газа в диапазоне от 65 до 75 процентов. Для стойких нефтеводяных эмульсий, которые не разрушаются естественным путём, применяются химические деэмульгаторы. В большинстве установок дозирование составляет от 50 до 100 миллионных долей, в зависимости от условий. Тем временем современные автоматизированные регуляторы уровня постоянно корректируют параметры сепарации по мере необходимости без участия оператора. Инженеры-технологи, как правило, рекомендуют поддерживать столб жидкости над уровнем насоса не менее чем 500 футов. Это помогает поддерживать необходимое давление на впуске и обеспечивает стабильные режимы течения, позволяя всей системе перекачки работать надёжно изо дня в день.
Глубина залежи влияет на естественное давление, что сказывается на течении жидкости и требует применения механического подъема при снижении давления более чем на 1500 футов.
API RP 11L предоставляет стандартизированные рекомендации по длине хода, скорости и конструкции штанг в зависимости от глубины скважины и темпов добычи, снижая риски отказов и повышая эффективность.
Колебания уровня жидкости из-за приливов и неравномерных конструкций создают трудности для традиционных насосов, однако системы с интегрированным частотно-регулируемым приводом могут стабилизировать уровень жидкости и оптимизировать расход энергии.
Использование коррозионностойких материалов, таких как мартенситная нержавеющая сталь 13Cr, а также применение защитных покрытий и систем может значительно снизить скорость коррозии в агрессивных средах.
Связанные статьиАвторские права © 2025 защищены компанией Shandong Mingliu Industrial Group Co., Ltd
