PCP 在多相增压应用中的安装案例

PCM 为客户提供了一台 120A24-HR 泵，符合 API 676 标准，用于多相增压应用。

该客户的油井井场（well pad）距离处理设施较远，因此在输送管线中产生了较高的回压。这些油井通过套管环空（casing）产出气体，同时通过油管（tubing）产出液体，这两种流体需要重新合并并输送到处理设施。

由于输送管线中的高压力限制了油井的降压空间（drawdown），从而降低了油井的产量。通过在井场安装一台 配备 PCM Slugger 技术的螺杆泵（PCP），客户成功将油井回压从 15–20 bar 降低到 1 bar。这不仅降低了井下泵的运行应力，还使油井产量提高了 7%。

该井场通过油管（tubing）生产原油，通过套管环空（casing）生产气体，这两股流体需要合并到同一条输送管线中。由于处理设施距离较远，该输送管线的运行压力为 15–20 bar。

由于套管压力不能低于输送管线压力，这意味着即使最小化泵的浸没深度，油井的流动井底压力也无法低于 15–20 bar。

此外，油管侧较高的压力意味着所有井下泵需要更高的功率运行，并处于更高的机械应力状态。

项目目标是通过泵和/或压缩机将气体和液体合并到输送管线中，以降低井口压力。然而，由于同时存在 高粘度重油和气体，许多传统泵和压缩机无法应用。此外，如果分别对两股流体进行加压，则需要泵、压缩机和分离器，系统成本将非常高。

该泵的运行流量可达 100 m³/h，自由气体体积分数最高可达 88%。

泵的入口压力约为 1 bar，明显低于输送管线压力（即泵的出口压力） 15–20 bar。

在泵安装后的三年时间里，其累计运行时间达到 1.5 年（其余时间使用旁通管线）。在此期间，该泵 未需要任何备件或重大维护，并且 没有出现性能下降或磨损迹象。

此外，由于部分油井停产，井场的实际流量低于最初预测。该泵最初设计的运行速度为 120–240 rpm，但实际运行速度为 60–80 rpm，由控制系统和 变频驱动器（VSD） 自动调节。

即使在较低转速下运行，该泵的性能也 没有出现任何下降。尽管如此，单个油井的产量仍比在较高井口压力下提高了 最高 7%。

PCM 解决方案：Slugger 技术

PCM 为客户提供的解决方案是一台 单台螺杆泵（Progressing Cavity Pump, PCP），能够输送重油和气体，即使流体中同时含有固体和水也可以稳定运行。

之所以选择 PCM Slugger 技术，是因为在降低上游压力后，泵入口可能出现较高的气体含量。

虽然 PCP 泵能够输送气体，但由于泵内部压力梯度可能出现非线性变化，泵的运行寿命可能会缩短。PCM Slugger 技术中的液压调节器可以使压力梯度保持线性，从而保证在泵入口 气体体积分数高达 90% 的情况下仍然具有良好的运行寿命。

PCP 是一种 容积式泵（positive displacement pump），这意味着流量与泵的转速成正比。然而在本应用中，由于井场中的部分油井可能停产或恢复生产，或单井产能发生变化，因此进入泵的流量是可变的。

因此 PCM 设计了一套 定制控制系统，并采用变频驱动器（VSD），以根据井场实时可用流量自动调整泵速。

为了确保不会发生任何原油泄漏到环境中的情况，该泵配置了 API Plan 53B 密封系统。

尽管系统中使用了润滑隔离液，但仍担心泵入口较高的气体含量可能对轴密封产生负面影响。因此，该泵被设计为 轴位于泵的出口端。密封在出口压力下工作，由于压力较高，气体体积分数显著降低。

此外，还安装了 压力泄放阀，以便在输送管线发生堵塞时，将流体从泵出口重新引导回入口。同时还安装了 旁通管线（bypass line），以便在泵停机（例如维护或不需要运行时）时，油井仍可继续运行。