СОДЕРЖАНИЕ Введение ................................................................................................................... 5 1. Эксплуатация скважин, оборудованных СШНУ ............................................. 7 1.1 Подбор СШНУ по производительности и глубине спуска......................... 11 1.2 Основные проблемы при эксплуатации СШНУ .......................................... 13 2. Диагностика степени проявления осложняющих факторов по динамограмме. ....................................................................................................... 16 2.1 Регистрация ваттметрограмм……………………………………………….20 2.2 Регистрация динамограмм…………………………………………………23 Заключение ............................................................................................................ 27 Список использованных источников .................................................................. 28 4 ВВЕДЕНИЕ Одним из наиболее распространенных механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 65 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми скважинными насосными установками (СШНУ). С помощью СШНУ добывается около 30 % всей нефти. Такое широкое распространение эксплуатации скважин штанговыми установками объясняется тем, что этот способ наиболее экономичный и гибкий в отношении регулирования отбора жидкости. К преимуществам СШНУ относится: - простота конструкции, - простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях, - удобство регулировки, - возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации, - малое влияние на работу СШНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости, - высокий КПД, - возможность эксплуатации скважин малых диаметров. Эффективность добычи нефти штанговыми насосами в основном зависит от правильного подбора оборудования и установления оптимальных режимов откачки жидкости. Различие нефтяных скважин по объему продукции и требуемой высоте ее подъема определяет необходимость иметь размерный ряд по мощности штанговых насосных установок. Разнообразие профилей скважин, состава продукции обуславливает необходимость иметь несколько конструктивных вариантов 5 внутрискважинных элементов оборудования, наиболее приспособленных к условиям эксплуатации, и варианты исполнения этих элементов оборудования, соприкасающихся с продукцией, так же и по применяемым материалам, с тем чтобы обеспечить их наибольшую износостойкость, коррозионную стойкость и коррозионноусталостную прочность в условиях воздействия различных сред. Глобальной задачей проектирования оптимальных СШНУ является создание не только отдельных типоразмеров, но и размерных рядов элементов оборудования СШНУ, обеспечивающих минимизацию затрат при совокупности их применения. За последние годы на промыслах появились новые станки-качалки типа СКД, усовершенствованные подъемные агрегаты, скважинные насосы, специальная техника, механизмы и инструменты. Повсеместно проводится широкая работа по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования и с отложениями солей и парафинов, а также по охране окружающей среды. Появились новые дозаторы, химические реагенты и технология их применения. 6 1. Эксплуатация скважин, оборудованных СШНУ Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (Рисунок 1). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м). Оборудование СШНУ включает: наземное оборудование, фонтанную арматуру, обвязку устья скважины, станок-качалку, подземное оборудование, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос. В скважине, оборудованной СШНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг. Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи. Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК. Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями. Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции. Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами. 7 13 10 14 20 15 12 16 17 9 18 22 19 11 21 23 1 – фильтр; 2 – скважинный насос; 3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – насосные штанги; 5 – тройник; 6 – устьевой сальник; 7 – сальниковый шток; 8 – стойка СК; 9 – траверсы канатной подвески; 10 – головка балансира; 11 – фундамент; 12 – канатная подвеска; 13 – балансир; 14 – шатун; 15 – кривошип; 16 – редуктор; 17 – ведомый шкив; 18 – клиноременная передача; 19 – электродвигатель; 20 – противовес; 21 – рама; 22 – ручной тормоз; 23 – салазка электродвигателя. Рисунок 1 – Оборудование СШНУ Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами. Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого – шарнирно к траверсе. 8 Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг. Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей. Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору. Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов. Электродвигатель – асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении. Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней. Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9). Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса. Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность. 9 Основные принципы телемеханизации нефтепромысла. 1. Контроль и учет работы скважин. 2. Регистрация объема добываемой жидкости. 3. Прием и регистрация сигнала аварии при аварийном состоянии оборудования. 4. Контроль работы блоков БР - 2,5. 5. Обеспечение связью операторов с диспетчером. В настоящее время основные процессы добычи нефти на промыслах полностью автоматизированы, контролируются и управляются с диспетчерского пульта. Автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти дают значительный эффект, который выражается в следующем: 1. Повышается производительность труда рабочих, занятых в добычи нефти. 2. Увеличивается суточный отбор нефти из скважин вследствие более оперативного регулирования режима их работы. 3. Уменьшаются потери нефти вследствие сокращения простоя действующих скважин, своевременного обнаружения аварий на скважинах и быстрой их ликвидации. 4. Уменьшаются затраты на ремонт наземного оборудования и на подземный ремонт глубинно-насосных скважин, так как защитные устройства предотвращают развитие незначительных неисправностей в тяжелые аварии. 5. Повышается культура производства, облегчаются условия труда операторов по добычи нефти, в значительной степени сокращаются работы в ночное время. 10 1.1 Подбор СШНУ по производительности и глубине спуска Подбор СШНУ определяется: - выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора СШНУ; - выбором глубины спуска СШНУ, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг; - прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах; - допускаемое приведенное напряжение в штангахпр доп; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения пр доп находятся в пределах 60-170 МПа. - фактического приведенного напряжения в штангахпр; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины. Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении: типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении гидратопарафиноотложений динамического в НКТ, уровня, мехпримесей при наличии в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг. Подбор оборудования СШНУ производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера СШНУ рекомендуется производить по 11 производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин-1. При выборе режима откачки СШНУ предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера. При эксплуатации СШНУ погружение под динамический уровень (hпогр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50- 350м (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр = 2,5 МПа), для скважин с обводненностью до 50 - 430 метров ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр = 3,0 МПа). Рекомендуемые значения по глубине спуска СШНУ и конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице 1 Таблица 1 – Рекомендуемые значения по глубине спуска СШНУ. Тип СШНУ Область Глубина спуска, Штанговая применения метр колонна м3/сутки 19 мм 22 мм НСВ-29 менее 8 1500-1550-1600 70 30 НСВ-32 5-12 1400-1450-1500 70 30 НСВ-38 8-17 1300-1350-1400 65 35 НСВ(Н)-44 10-25 1200-1250-1300 60 40 950-1000-1050 45 55 25-45 НСН-57 свыше 20 1100-1150-1200 22-55 Применение НСН-57 – ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН. Подбор интервала размещения. 12 Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы СШНУ. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески СШНУ не должен превышать 40, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов. Оптимальным является размещение СШНУ в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса. В таблице приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров СШНУ в зависимости от диаметров ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК. 1.2 Основные проблемы при эксплуатации СШНУ При добыче парафинистой нефти в глубиннонасосных скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на стенках подъемных труб и в узлах глубинного насоса. Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают их поперечное сечение, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, проникающие в насос извне, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность. 13 В глубиннонасосных скважинах принимаются различные меры против отложений парафина. Термический метод депарафинизации насосных труб применяется в различных вариантах. Наиболее простой способ термической депарафинизации это закачка нагретой нефти в затрубное пространство скважины при работе глубинного насоса. Горячая нефть, нагревая подъемные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком нефти на поверхность. Наибольшее распространение получил механический метод депарафинизации насосных труб. При этом методе на колонне штанг устанавливаются скребки различной конструкции, которые срезают парафин со стенок труб в процессе возвратно-поступательного движения штанг. Колонна штанг, оборудованная пластинчатыми скребками, приводится во вращение при помощи специальных приспособлений – штанговращателей. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется динамограммой. Для исследования глубиннонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл исследования скважины. В большинстве случаев при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость «дебит динамический уровень» или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине. Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на принципе 14 отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Правила безопасности при эксплуатации СКН. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. До ремонта: 1. Отключить эл. двигатель, груз в нижнем положении, поставить на тормоз, вывесить плакат «Не включать! Работают люди» 2. На СКН должен висеть плакат «Пуск автоматически» 3. Система замера дебита, контроля пуска, остановки скважин должны иметь выход на диспетчерский пульт. 4. Кривошипно-шатунный механизм, тормозная площадка должны иметь ограждения 5. СКН должен быть установлен так, чтобы исключалась возможность соприкосновения движущихся частей с фундаментом и грунтом. 6. В крайнем нижнем положении головки балансира, расстояние между траверсой и подвеской сальникового штока или штангодержателем или устьевым сальником должно быть более 20 см 7. Кондуктор должен быть связан с рамой СКН не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к раме и кондуктору. 8. Диаметр заземляющего проводника должен быть не менее 10 мм. 9. Проводник должен быть углублен в землю на 0,5 м. 10. Соединение заземления должно быть доступно к осмотру. 11. Применение каната не допускается. 15 2. Диагностика степени проявления осложняющих факторов по динамограмме. На втором уровне диагностической системы осуществляется количественная оценка осложнений и неисправностей исходя из физических законов формирования конфигурации динамограмм путём решения задачи динамики штанговой установки. Приближение теоретической динамограммы к фактической достигается варьированием числовых значений коэффициентов (параметров), характеризующих типы неисправностей, выявленных на первом уровне экспертной системой. Принципы количественной диагностики состояния штанговой установки рассматриваются на примере осложнений «влияние газа на приеме» и «утечки в клапанах». Оба класса осложнений оказывают влияние на динамику изменения давления в подплунжерной полости насоса, а значит, определяют и изменение дифференциальной нагрузки на плунжер насоса в процессе его хода, что отражается в конфигурации устьевой динамограммы. Влияние газа на динамограмму в значительной степени зависит от особенностей протекания процессов в подплунжерной полости насоса при откачке многофазной смеси. При расчете динамики давления в подплунжерной полости с учетом влияния газа существует два предельных случая: при значительной скорости всплытия газовых пузырьков в нефти, когда газовая фаза успевает отделиться от нефтяной, растворением газа в нефти можно пренебречь, и изменение давления будет характеризоваться сжатием и расширением газа в полости насоса. При этом динамика давления в подплунжерной полости будет определяться, прежде всего, долей газа на приеме насоса и объемом вредного пространства насоса. При небольшой скорости всплытия пузырьков газа, при которой пузырьки газа равномерно распределяются в нефти, будут наблюдаться равновесные процессы выделения и растворения газа в нефти и изменение во 16 времени давления в полости насоса будет также определяться растворимостью газа в нефти. Из графиков на рисунок 2 следует, что за счет сжимаемости газа по мере возрастания газосодержания в продукции скважины увеличивается длина линии снятия нагрузки и повышается ее наклон. При малой величине объемного содержания газа на приеме длина линии снятия нагрузки минимальна и практически соответствует линии разгрузки, обусловленной статической деформацией штанговой колонны (кривая 3, рисунок 2), при значительном газо-содержании (кривая 1, рисунок 2) скорость роста давления в подплунжерной полости существенно снижается, и нагрузка на головку балансира также снижается значительно более медленно. (штриховая линия 1 – модельная динамограмма при αin = 0,45, сплошная линия 2 – модельная динамограмма при αin = 0,25, штриховая линия 3 – модельная динамограмма при αin = 0,05, точки 4 – фактическая динамограмма). Рисунок 2 – Динамограммы работы штангового насоса с учетом влияния газа 17 При наличии нескольких осложняющих факторов, каждый из которых оказывает влияние на формирование динамических нагрузок в штанговой колонне, результирующая конфигурация динамограммы определяется совместным действием факторов. Рассмотрим одновременное наложение осложнений «утечки в нагнетательном клапане» и «влияние газа» на конфигурацию устьевой динамограммы (рисунок 3). 1 – влияние газа, 2 – совместное влияние осложнений, 3 – утечки в нагнетательном клапане Рисунок 3 – Конфигурация динамограммы при одновременном наложении осложнений «утечки в нагнетательном клапане» и «влияние газа» Утечки в нагнетательном клапане (кривая 3, рисунок 3) оказывают влияние главным образом на конфигурацию линии восприятия нагрузки на динамограмме и характеризуются увеличенным наклоном динамограммы в 18 начале хода плунжера вверх, обусловленным оттоком откачиваемой смеси из колонны лифтовых труб в подплунжерную полость, приводящим к снижению темпов изменения давления в подплунжерной полости. Напротив, влияние газа (кривая 1, рисунок 3) приводит к изменению конфигурации линии снятия нагрузки и отражается в увеличении наклона кривой при ходе вниз за счет высокой сжимаемости газа. При одновременном действии этих осложнений устьевая динамограмма характеризуется увеличенным наклоном как линии снятия, так и линии восприятия нагрузки (кривая 2, рисунок 3). Поскольку каждое из рассматриваемых осложнений вносит вклад в конфигурацию динамограммы на определенном участке, количественная диагностика по динамограмме позволяет одновременно рассчитать параметры, характеризующие оба осложнения, в частности, долю газа на приеме насоса, потери подачи насоса за счет сжатиягаза в подплунжерной полости, объемный расход смеси через нагнетательный клапан в ходе утечки (дебит утечек). Полученная информация является основой для принятия решений и рекомендаций по последующей оптимизации режима работы штанговой установки, включающей: изменение скорости откачки при превышении максимального допустимого объемного содержания газа на приеме насоса и существенной потере подачи за счет влияния газа; промывку скважины или подъем насоса при чрезмерной величине потери подачи насоса за счет утечек в нагнетательной части насоса и др. Значительный интерес представляет расчет эффективной вязкости смеси в стволе скважины при высокой вязкости откачиваемой продукции. Под эффективной вязкостью понимается осредненная по стволу скважины величина вязкости, значение которой можно использовать для адекватного учета сил вязкого трения при проектировании технологического режима штанговых установок. На рисунок 4 приведен расчет нагрузок на полированный шток при различной величине эффективной вязкости откачиваемой продукции. Из рисунка видно, что при прочих равных 19 условиях с увеличением вязкости происходит увеличение максимальной и снижение минимальной нагрузки на полированный шток, при этом наблюдается «закругление» формы динамограммы, характеризуемое плавным изменением нагрузок в процессе хода полированного штока. Рисунок 4 – Динамические нагрузки в точке подвеса штанговой колонны при высокой вязкости откачиваемой продукции (сплошная линия соответствует эффективной вязкости μo = 200 сПз, точечная – μo = 400 сПз, штриховая линия – μo = 600 сПз) 2.1 Регистрация ваттметрограмм На сегодняшний день в условиях промысла уравновешивание и контроль уравновешенности осуществляется выездными парка приводов бригадами. 20 СШНУ Наиболее предприятия распространенным способом контроля уравновешенности балансирных приводов установок скважинных штанговых насосов является способ, основанный на анализе ваттметрограмм получаемых при помощи таких приборов как «Тест СК», «Баланс-СК2» и др. В комплект поставки приборов входят выносной делитель напряжения и токовые клещи, которые монтируются в электрощите станции управления для регистрации ваттметрограмм. Данные приборы предназначены для проведения максимально точной оценки динамической балансировки станков-качалок по потребляемой мощности. Сигналы, пропорциональные потребляемому току и питающему напряжению поступают в прибор по общему кабелю. За время одного двойного хода станка-качалки, на ватметрограмме отмечается два колебания, на ходе колонны ваттметрограмм, штанг прибором вверх и вниз. В рассчитывается процессе регистрации активная мощность, потребляемая электродвигателем, на основании усреднения мгновенных значений потребляемой мощности за каждый период качания, на экране прибора строится график изменения мощности, охватывающий несколько циклов работы станка-качалки при прохождении ТПШ мертвых точек потребление мощности будет минимальным. Привод считается уравновешенном в случае равности амплитуд пиков потребляемой мощности при ходе штанг вверх и вниз. Далее описан порядок работ проводимы на промысле для балансировки станка-качалки на основании анализа ваттметрграммы. Балансировка станка-качалки начинается с регистрации ваттметрограммы с отметками положения установки в мертвой точке. Внутреннее программное обеспечение прибора автоматически рассчитывает коэффициент уравновешенности. После чего на экране появляется меню балансировки, где отображается актуальный коэффициент уравновешенности привода. Ваттметрирование в несколько 21 раз повышает эффективность уравновешивания балансирного привода УСШН, в сравнении с методом токометрирования. На рисунке 5 в качестве примера показаны графики ваттметрграмм для СК с оптимальным значением груза (наверху) и с избыточным значением груза (внизу). За один цикл качания у сбалансированного СК (верхняя ваттметрограмма) имеют место два примерно одинаковых колебания мощности, у несбалансированного - эти колебания существенно отличаются по амплитуде. В приведенном примере при подъеме противовеса (первая половина цикла работы СК), потребляемая мощность выше, чем при опускании (вторая половина рабочего цикла), следовательно, используемый груз избыточен. Рисунок 5 – Ваттметрограммы СК Применение на ваттметрграмме временных отметок о положении установки в мертвых точках позволяет указывать рекомендации по 22 корректировке направления смещения груза. По полученным рекомендациям звено обслуживающего персонала перемещает уравновешивающие противовесы в рекомендованное положение. При коэффициенте уравновешенности более 1, противовесы перемещают ближе к оси вращения кривошипа, при значении менее 1 в сторону увеличения массы кривошипа. После этого регистрируется повторная ватметрограмма с указанием расстояния на которое были передвинуты противовесы. При выборе пункта «расчет», прибор автоматически сравнивает данные из двух замеров и выдает расчётное значение смещения груза, которое показывает, на сколько необходимо сдвинуть противовесы относительно их первоначального положения. Если расчётные данные получены со знаком плюс, то необходимо передвигать грузы в том же направлении, в котором их уже перемещали, а если значение отрицательное – то в противоположном направлении. Перемещение грузов повторяется до достижения диапазона коэффициента уравновешенности от 0,8 до 1,2. Наиболее существенными недостатками данного способа уравновешивания являются: - трудоемкость процесса, который занимает от 2 до 5 часов; - применение специальных приборов («Баланс СК-2» - 190000 руб.) 2.2 Регистрация динамограмм Графическое отображение нагрузки на устьевой шток станка-качалки в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие динамометрированием СШНУ. Современный уровень развития систем автоматизации позволяет удаленно регистрировать динамограммы помощью специальных датчиков или станций управления СШНУ. 23 с Динамометрирование установок штанговых скважинных насосов является одним из основных методов контроля режима их работы. По динамограммам определяются коэффициенты наполнения и подачи насоса, режим работы, утечки, запаздывание срабатывания клапанов и т.д. В динамограммах отражаются отклонения в работе насоса, анализ которых позволяет определить факт наличия динамической составляющей нагрузок, однако отсутствуют исследования причин их возникновения и влияния на надежность является штангового важным насоса. Таким образом динамометрирование диагностическим инструментом как механиков – отвечающих за техническое состояние установки, так и разработчиков – контролирующих режим ее работы. Методика расшифровки динамограмм основана на сравнении полученной динамограммы с теоретической динамограммой нормальной работы глубинного насоса (рисунок 6). Как видно из рисунка 6, динамограмма штангового глубинного насоса представляет собой график замкнутой кривой в системе координат «нагрузкаперемещение полированного штока». Размеры и форма динамограммы определяются длинной хода полированного штока и действующих усилий. Теоретическая динамограмма, имеющая форму параллелограмма, характеризует работу абсолютно исправного насоса с несжимаемой жидкостью и не учитывает действие динамических сил. Процесс восприятия нагрузок штангами характеризуется линией АБ. Отрезок бБ соответствует сумме деформаций штанг и труб, прямая БВ – максимальной статической нагрузке в точке подвеса колонны штанг при движении вверх. Процесс разгрузки штанг в условиях полного заполнения цилиндра несжимаемой жидкостью протекает аналогично процессу восприятия нагрузки и характеризуется линией ВГ, параллельной АБ. Дальнейшему 24 движению точки подвеса штанг вниз при постоянной нагрузке, равной весу штанг в жидкости за вычетом сил трения, соответствует прямая ГА. Рисунок 6 – Теоретическая динамограмма работы насоса Реальная динамограмма насоса отличается от теоретической учетом влияния сил инерции и колебаний в колонне штанг. Влияние сил инерции характеризуется поворотом динамограммы на некоторый угол по часовой стрелке, а осевые колебания характеризуются волнообразным изменением нагрузки на устьевой шток. Каждому нарушению нормальной работы насоса соответствует характерная форма динамограммы. Сравнивая полученную динамограмму с эталонной, определяют отклонения в работе установки штангового скважинного насоса. Регистрацию динамограмм с последующим расчетом параметров, характеризующих состояние технологического процесса работы СШНУ, обеспечивает динамограф, который монтируется между траверсами канатной подвески или на теле полированного штока. Различают два 25 основных типа устройств: переносные и стационарные, входящие в состав автоматических диагностических систем. Динамометрирование скважин с помощью переносных динамографов является довольно трудоемким процессом. Несмотря на непродолжительность сеанса измерений, требуются существенные затраты времени на подготовку и монтаж оборудования. Кроме того, для установки мобильного динамографа необходима остановка привода, во время которой изменяются условия в скважине. Для получения динамограммы адекватно характеризующей состояние оборудования и параметры эксплуатации, после запуска необходимо время для выхода на установившийся режим работы и восстановление условий в скважине, что является определенным недостатком данного метода. Для автоматизации контроля работы УСШН и сокращения проводимых на скважинах измерений, с необходимостью остановки привода, рядом исследователей были предложены системы косвенного динамометрирования – моделирования динамограмм на основе ваттметрограмм. Принцип предлагаемых методов заключается в пересчете активной мощности в значения усилия в ТПШ учитывая уравновешенность балансирного привода. Несмотря на результаты показавшие хорошую корреляцию между ваттметрограммой и динамограммой, данные методики на промысле применения не получили. На промыслах интеллектуальные все более станции широкое управления распространение получают СШНУ и системы телединамометрирования, оснащенные автоматическими датчиками усилия. Данные системы позволяют производить удаленный мониторинг состояния СШНУ с диспетчерского пункта, снимая динамограммы без остановки привода. Телединамометрирование является одним из основных узлов системы комплексной автоматизации и телемеханизации объектов добычи нефти. 26 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Разработан двухуровневый метод диагностирования состояния скважинных насосных установок: а) на первом уровне экспертной системой, основанной на методе распознавания образов, выявляются неисправности в работе скважинной насосной установки, отраженные на фактической динамограмме, и в соответствии с выявленными характерными признаками относятся к определенному классу неисправности. Характерные по конфигурации динамограммы ранжированы на 13 классов, включая нормальную работу насоса и работу насоса с осложнениями, вызывающими изменение формы динамограмм; б) на втором шаге осуществляется количественная оценка осложнений и неисправностей, путем итеративного расчета теоретических динамограмм, соответствующих классу, определенному на первом этапе, и их приближения к фактической динамограмме. Численное приближение теоретической динамограммы к фактической достигается варьированием числовых значений коэффициентов (параметров), характеризующих осложнения и неисправности в математической модели. Разработан метод диагностики, позволяющий количественно оценивать следующие физические параметры, характеризующие степень проявления осложнений в работе УСШН: - газосодержание на приеме насоса; эффективная динамическая вязкость смеси; доля подачи насоса, теряемая вследствие утечек; часть хода полированного штока, происходящая с ударом плунжера. Полученные результаты могут быть в одних случаях использованы для корректировки существующего технологического режима, а в других – для адекватного подбора типоразмера насосного оборудования и расчета планируемого режима. 27 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1982. – 311 с. 2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М71 2-е изд., испр. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. – 826 с. 3. Ривкин П.Р. Техника и технология добычи нефти и подготовки нефти на нефтепромыслах: Справочное пособие для разработчиков нефтегазовых месторождений. 2-е изд. – Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2008 – 496 с. 4. Петров А.И., Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972. 5. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа: Дизаин Полиграф Сервис, 2002. Тимофеев, 6. А.О. Анализ корреляции между скважинной динамограммой и энергией, потребляемой электродвигателем станка-качалки [Текст] / Тимофеев А.О., Ясовеев В.Х. // Электротехнические и информационные комплексы и системы. – 2016. – Т. 12. № 2. – 85-89 с. 7. Шендлер, Ю.И. Контроль и автоматизация процессов бурения скважин, добычи, транспорта и хранения нефти и газа. Кн. 3 [Текст] / Ю.И. Шендлер. – 1963. – 52 с. 8. Ивановский, В. Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти [Текст] / Ивановский В. Н. и др. // М.: Нефть и Газ, 2002. – 824 с. 28
