EN
Природний тиск пласта зазвичай падає нижче 500 psi у більшості свердловин, які йдуть глибше 1500 футів, і в цей момент пласт просто не має достатньо енергії, щоб утримувати природний потік рідин. Ми спостерігаємо, що втрата тиску стає дійсно значною на глибині від 2000 до 4000 футів, де швидкість падіння тиску прискорюється приблизно на 30–40 відсотків порівняно з менш глибокими ділянками. Коли тиск на дні свердловини стає достатньо низьким, щоб перетнути поріг температури кипіння, гази починають виділятися з розчину і відокремлюватися від рідкої суміші. Цей процес зменшує загальну вагу стовпа рідини, яка знаходиться над свердловиною, що ускладнює підйом решти рідини по колоні насосно-компресорних труб. Якщо оператори не встановлюють обладнання механічного підйому невдовзі після цих змін тиску, рівень видобутку, як правило, знижується більш ніж наполовину всього за шість місяців, про що свідчать спостереження на кількох нафтових полях.
Рекомендовані практики API 11L (API RP 11L) надають стандартизовані рекомендації, що пов'язують глибину свердловини та цільову продуктивність із оптимальними параметрами перекачування. Для свердловин глибиною від 2500 до 3500 футів із видобутком 50–80 барелів на добу (BPD) стандарт рекомендує:
Ці параметри забезпечують баланс між механічними напруженнями та заповненням насоса — підтримуючи заповнення понад 85%, одночасно мінімізуючи пікові напруження в штангах. Відхилення понад ±15% від цих рекомендацій збільшують ризик виходу з ладу редуктора на 35%, згідно з даними про надійність у експлуатації, наведеними в додатку B API RP 11L.
Пласт Вольфкамп у басейні Пермі показав гарні результати при використанні традиційних штангових насосів класу II, які ефективно працювали на глибинах від приблизно 1 800 до 3 200 футів. Для менш глибоких свердловин на глибині від 1 800 до 2 200 футів ці насоси зазвичай видобували близько 55–65 барелів на добу за умови встановлення ходу довжиною 74 дюйми та роботи зі швидкістю 18 циклів на хвилину. На більших глибинах ситуація змінювалася: свердловини глибиною від 2 800 до 3 200 футів видобували лише близько 25–35 барелів на добу, навіть при більш довгому ході в 86 дюймів, але з меншою швидкістю — всього 14 циклів на хвилину. Перехід на конічні штангові колони також суттєво вплинув, зменшивши проблему повторюваних напружень майже на чверть порівняно зі звичайними однорідними штангами. Це значно подовжило термін служби обладнання до чергового ремонту, збільшивши інтервали технічного обслуговування в середньому до 14 місяців. Така конфігурація найкраще працює на свердловинах із середнім рівнем видобутку, де тиск у пласті становить від 300 до 600 фунтів на квадратний дюйм. Саме за таких умов традиційні рекомендації API RP 11L щодо відповідності глибини та швидкості перекачування дійсно узгоджуються з тим, що спостерігають на практиці оператори.
Зниження рівня більше ніж на 1000 футів дійсно збільшує ймовірність виникнення проблем із газом у свердловинах. Дані польових досліджень показують, що коли це трапляється, кількість проблем із газовим блокуванням майже потроюється порівняно з нормальними умовами. Коли рівень рідини опускається нижче так званих критичних точок занурення, газ починає потрапляти в зону насоса, де він змішується з наявною рідиною. Ці газорідинні суміші ускладнюють правильне закриття клапанів, оскільки вони стисливі. Як наслідок — зниження ефективності перекачування, іноді аж на дві третини нижче очікуваного, а також безліч руйнівних циклів вимкнення насоса, які пошкоджують компоненти обладнання, такі як штанги, труби та різні клапани. Традиційні штангові насоси стикаються з особливими труднощами саме тут, оскільки працюють з постійною швидкістю і просто не можуть достатньо швидко адаптуватися, коли пластовий тиск стрімко змінюється або раптово надходить газ знизу.
Щоб насоси працювали належним чином, має існувати належна узгодженість між тиском, необхідним для відкриття стоячих клапанів, та станом градієнта рідини в свердловині. Мінімальний рівень занурення має бути вищим за певні значення — зазвичай близько 300–500 футів при роботі з нафтою середньої густини; це забезпечує достатній гідростатичний напір, щоб клапани функціонували так, як передбачено. Щодо ходових клапанів, для їх правильного відкривання та закривання потрібна різниця тисків у межах 150–300 psi. Якщо на дні свердловини недостатньо тиску, вся система втрачає ефективність. Польові випробування за допомогою динамометрів показують, що при неправильному узгодженні клапанів деякі свердловини можуть втрачати майже третину свого потенційного видобутку, особливо коли рівень рідини постійно змінюється протягом доби.
Мексиканська затока створює унікальні виклики для видобутку нафти, оскільки припливи та нерівні структури родовищ призводять до постійних змін рівня рідини, що серйозно впливає на традиційне підіймальне обладнання. Нещодавно деякі оператори встановили насосні установки з частотними перетворювачами (VSD), що значно покращило ситуацію. Ці системи зменшили коливання рівня рідини приблизно на три чверті, одночасно підтримуючи рівень заповнення насоса понад 90 відсотків більшу частину часу. Постійно коригуючи швидкість ходу плунжера на основі показників тиску з ковзака та даних динамометрів, ці насоси могли адаптуватися до об'єму надходження рідини у свердловину. Таке рішення усунуло неприємні випадки відкачування порожнечі, навіть коли тиск різко коливався. Крім того, вдалося скоротити споживання енергії приблизно на чверть завдяки покращеному управлінню крутним моментом. Це демонструє, що інтелектуальні системи керування можуть суттєво розширити можливості штангових насосів у складних морських умовах.
Коли протитиск перевищує 300 psi, оператори стикаються з проблемами як механічного, так і гідравлічного характеру. Навантаження на полірований шток зростає від 15% до майже 22%, оскільки система має працювати проти більшого опору. Це створює додаткове навантаження на штокові колони й вимагає використання обладнання, виготовленого з міцніших матеріалів. У той же час, коли газ захоплюється всередині плунжера насоса, він розширюється й зменшує кількість рідини, яка фактично переміщується системою за кожен цикл. Мова йде про втрати ефективності приблизно від 8% до 12%. Що це означає для роботи на місцевості? Компаніям доводиться використовувати більш потужні редуктори та компоненти з більш міцних металів, щоб продовжувати досягати планових обсягів видобутку, не стикаючись із передчасним виходом обладнання з ладу після встановлення.
Коли сира нафта стає густішою за 500 сантипуаз, весь процес перекачування кардинально змінюється. Ця речовина просто погано тече, тому операторам доводиться суттєво знижувати швидкість — зазвичай на 30–50 відсотків повільніше, ніж звичайна. Це допомагає уникнути таких проблем, як вигин штанг і небезпечні стрибки крутного моменту, що можуть пошкодити обладнання. Що роблять робочі на місці? Вони встановлюють потужніші редуктори, використовують більш потужні приводи та, за можливості, збільшують довжину ходу. Такі налаштування, безумовно, дозволяють утримати обладнання в робочому стані, але вони мають свою ціну. Видобуток сповільнюється, а кожен видобутий барель потребує на 18–25 відсотків більше енергії, ніж це типово для звичайних свердловин. Це дорогий компроміс, але більшість операторів вважають такі витрати виправданими для забезпечення надійної роботи протягом тривалого часу.
Коли вміст твердих частинок перевищує 0,5% за об'ємом, це суттєво збільшує швидкість зносу плунжерів, клапанів і тих металевих гільз, які нам добре відомі. Щоб запобігти абразивному пошкодженню, є дві основні ефективні дії: по-перше, використання більш твердих матеріалів у ключових деталях (щонайменше 55 за шкалою RC), що може зменшити ерозію приблизно на 40%. По-друге, зниження частоти ходу нижче 6 ходів на хвилину, оскільки це зменшує швидкість ударів частинок об поверхні. Додавання ефективних систем контролю піску, таких як десандери та гравійні фільтри, про які всі говорять, раптово значно подовжує термін служби обладнання. У районах, де пісок є серйозною проблемою, інтервали між відмовами зростають з менш ніж 90 днів до близько 200 днів або більше завдяки цим комплексним заходам.
Вуглекислий газ і сірководень, присутні в розсолах емульсій, дійсно прискорюють електрохімічні процеси корозії у стальних штангах з вуглецевої сталі, іноді збільшуючи деградацію втричі порівняно зі звичайними умовами на нафтових полях. Ці кислотні реакції швидко руйнують межу міцності на розтяг і пошкоджують поверхні, що може призвести до виходу штангів з ладу всього за кілька місяців, якщо не вживати заходів. Перехід на матеріали, стійкі до корозії, кардинально змінює ситуацію. Сплави, такі як мартенситна сталь 13Cr або двофазна нержавіюча сталь 22Cr, служать у два-три рази довше. Польові випробування показали, що ці двофазні штанги зберігають рівень корозії на мінімальному рівні — менше 1 мпд (міліметрів на рік) — навіть у середовищах, що містять до 15% сірководню. Нанесення епоксидних покриттів разом із впровадженням катодних систем захисту забезпечує додаткові бар'єри захисту, які найефективніше працюють у поєднанні з правильним вибором матеріалів для максимальної довговічності.
Коли емульсії утворюються в системі, вони фактично знижують загальну густину рідини і можуть призвести до передчасного виділення газу, що призводить до проблем із зануренням у зоні впуску насоса. Далі відбувається те, що дуже погано впливає на роботу — спостерігається неповне заповнення насоса, блокування газом і іноді зниження виробництва до 40%. Щоб належно вирішити ці проблеми, операторам потрібно починати працювати над рішеннями ще до того, як речовини потраплять у свердловину. Трифазні горизонтальні сепаратори зазвичай мають ефективність приблизно від 65 до 75 відсотків під час видалення вільної води та газу з суміші. Для тих стійких емульсій нафти та води, які просто не розпадаються природним шляхом, застосовують хімічні деемульгатори. Більшість установок дозують від 50 до 100 частин на мільйон залежно від умов. Тим часом сучасні автоматизовані регулятори рівня постійно коригують параметри сепарації за необхідністю без втручання людини. Інженери на місцях, як правило, рекомендують підтримувати стовп рідини заввишки щонайменше 500 футів над місцем розташування насоса. Це допомагає підтримувати належний тиск на впуску та створює стабільні потокові режимі, що забезпечують надійну роботу всієї системи перекачування з дня в день.
Глибина покладів впливає на природний тиск, що впливає на потік рідини та потребує механічного підйому при зниженні тиску понад 1500 футів.
API RP 11L надає стандартизовані рекомендації щодо довжини ходу, швидкості та конструкції штанг на основі глибини свердловини та темпів видобутку, зменшуючи ризики відмов та оптимізуючи ефективність.
Коливання рівня рідини через припливи та нерівні конструкції ускладнюють роботу традиційних насосів, але системи з інтегрованими VSD можуть стабілізувати рівень рідини та оптимізувати споживання енергії.
Використання корозійностійких матеріалів, таких як мартенситна нержавіюча сталь 13Cr, та застосування захисних покриттів і систем може значно знизити швидкість корозії в агресивних середовищах.
Авторське право © 2025 компанія Shandong Mingliu Industrial Group Co., Ltd
Спільні статті
