Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

скважина программный штанговый

Самой важной характеристикой работы ШГНУ является динамограмма. Накладным датчиком снимают динамограмму для оценки качественных характеристик и выявления некоторых неисправностей. Встраиваемым (межтраверсным) датчиком снимают "точную" динамограмму для учета некоторых количественных параметров.

Только при правильном анализе динамограммы, оператор или технолог может установить наличие конкретной неисправности в ШГНУ.

Вовремя вынесенный диагноз нефтегазовому оборудованию позволит сберечь время на его ремонт и соответственно значительные материальные затраты.

Нефть и газ являются одними из основных видов топлива,потребляемого человечеством.Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец ХIХ-начало ХХ веков.

Конец ХХ столетия характеризуется резким увеличением спроса на нефть и газ и их потребления. В настоящее время около 70 % энергитической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа.

В последнее время добыча нефти с помощью фонтанирующих скважин фактически прекратилась. Многие скважины, пробуренные на нефтеносные пласты, сразу после окончания бурения вводятся в эксплуатацию насосным способом. Непрерывно растет фонд малодебитных скважин (до 3т/сутки)

Мощность насосного оборудования на них в 4-5 раз превышает необходимую. В настоящее время в стоимости нефти эксплуатационные расходы на электроэнергию и обслуживание энергетического комплекса доходят до 45-50%. Процесс добычи нефти после геологических работ и бурения скважин начинается с выбора оборудования. Средний срок эксплуатации нефтяных скважин около 20 лет. За это время оборудование меняется несколько раз. Это объясняется не столько его физическим износом, сколько изменением дебита нефти. Когда дебит скважины становится менее 100 т/сут, устанавливается штанговая глубинно-насосная установка (ШГНУ) - станок-качалка. Есть скважины, на которых сразу после бурения устанавливаются станки-качалки. 75% скважин в России оборудованы ими. Если производительность насоса станка-качалки превышает нефтеотдачу скважины, то в настоящее время или меняют станок-качалку, или переводят ее в периодический режим работы. Причем кажущаяся экономия электроэнергии и моточасов работы оборудования при периодической эксплуатации скважин на самом деле приводит к увеличению удельного расхода электроэнергии на тонну добытой нефти и к усложнению условий эксплуатации оборудования.

1) Поэтому требования правильного выбора электрооборудования для нефтедобычи, автоматизация его работы, снижение затрат на эксплуатацию и ремонт оборудования являются весьма актуальными.

Интенсификация технологических процессов добычи, переработки и хранения нефти и нефтепродуктов вызывает необходимость дальнейшего совершенствования систем автоматизации нефтяных отраслей промышленности, что, в свою очередь, связано с обработкой большого объема измерительной информации. Этим объясняется широкое развитие измерительных информационных систем, предназначенных для сбора, преобразования, передачи, хранения, обработки на ЭВМ и представления в удобном для оператора виде различного рода технологической информации.

В настоящее время для добычи нефти наиболее часто используются штанговые глубинные насосы (ШГН). Согласно статистике, таким способом в Западной Европе эксплуатируются 90% скважин, в США - 85%, в России - около 53%. Разрабатываются также новые нефтепромысловые технологии и оборудование, например, цепные приводы для ШГН, более эффективные при добыче высоковязкой и остаточной нефти, чем традиционные станки-качалки. В связи с этим проводятся дополнительные исследования с целью уточнения параметров, используемых при диагностировании состояния ШГН, и совершенствуются системы автоматизации скважин.

К достоинствам скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) относятся: технически несложный монтаж, возможность адаптации к изменяющимся условиям притока и относительно высокий КПД. К недостаткам - достаточно быстрый (3-4 года) износ плунжерной пары, насосно-компрессорных труб и штанг вследствие трения, а также трудоемкость операций по замене и ремонту глубинных насосов, что обусловливает необходимость своевременной диагностики и подтверждает актуальность автоматизации контроля технического состояния и режима работы СШНУ.

Наиболее эффективным способом контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования остается динамометрирование ШГН - построение устьевой (наземной) динамограммы - графика зависимости нагрузки на траверсе СШНУ от положения полированного штока. Данный способ позволяет, используя методы диагностирования, отслеживать исправность работы ШГН в реальном масштабе времени, а также оценивать текущий фактический дебит скважины.

Среди известных на данный момент систем контроля состояния СШНУ наиболее перспективны стационарные информационно-измерительные системы (СИИС), позволяющие осуществлять непрерывный контроль за работой целых комплексов насосных установок. Вся информация, поступающая со скважин в диспетчерский пункт, оперативно обрабатывается и анализируется с использованием программного обеспечения верхнего уровня. Вышеизложенное позволяет утверждать следующее: создание новых систем контроля состояния СШНУ остается актуальной задачей, и, в частности, имеется необходимость разработки информационно-измерительной системы (ИИС) динамометрирования ШГН, адаптированной как для станков-качалок, так и для установок с цепным приводом и включающей программное обеспечение верхнего уровня с функциями диагностирования состояния ШГН.

Актуальность работы. Самой важной характеристикой работы ШГНУ является динамограмма. Накладным датчиком снимают динамограмму для оценки качественных характеристик и выявления некоторых неисправностей. Встраиваемым (межтраверсным) датчиком снимают "точную" динамограмму для учета некоторых количественных параметров.

Только при правильном анализе динамограммы, оператор или технолог может установить наличие конкретной неисправности в ШГНУ.

Вовремя вынесенный диагноз нефтегазовому оборудованию позволит сберечь время на его ремонт и соответственно значительные материальные затраты.

Цель работы - спроектировать систему оценка производительности ШГНУ по динамограмме и управления ею, что подразумевает под собой разработку информационно-измерительной системы оценки производительности динамометрирования скважин, оборудованных ШГНУ. Что подразумевает под собой решение следующих задач:

- характеристика станков качалок

· размерный ряд станков-качалок по гост

· динамометрирование и результаты исследований

· требования к измерениям количества сырой нефти по гост

- известные методы оценки производительности

· теоретическая производительность шгну

· оценка дебита по ваттметрограмме

· оценка дебита по динамограмме

· методики оценки дебита по динамограмме

-прикладные вопросы, связанные с решением задач

· расчеты структуры и параметров моделей

· выбор алгоритмов и методов

· методы обработки и представления информации

- реализация результатов

· развернутый пример решения задач

· описание интерфейса

· выбор параметров для оценки с помощью наблюдателей

· описание применение наблюдателей

- оценка эффекта от использования результатов

· оценка прогрессивности опытно-конструкторской разработки

· планирование разработки

· определение затрат, себестоимости и цены

· определение и оценка показателей экономической эффективности

Научная новизна. Для повышения качество оценки производительности ШГНУ по динамограмме был разработан алгормитм. Научная новизна заключается в доработке одного из существующих методов оценки. Оценка осуществляется с использованием наблюдателей Люенбергера - динамических наблюдающих устройств (ДНУ). Наблюдатели позволят оценивать параметры динамограммы более точно на основе их оценки по математическим моделям. Была разработана математическая модель оценки параметров с помощью наблюдателей Люенбергера.

Первоначально основной сферой использования ДНУ были динамические системы, в состав которых входят формирователи сигналов управления, использующих информацию в виде прямых и обратных связей по состоянию объекта или источника конечномерного экзогенного воздействия. В настоящее время сфера использования ДНУ заметно расширилась за счет нового поколения измерительных комплексов, которые решают задачу формирования результата измерения в алгоритмической среде ДНУ.

В общесистемной постановке наибольшее количество информации о ходе управляемых процессов (динамических объектов) содержится в векторе состояния, который характеризуется наибольшей по сравнению с другими переменными процесса размерностью. Но состояние есть скрытая (внутренняя) переменная, несущая полную информацию о системном «секрете» процесса, она не должна быть доступна непосредственному измерению в полном объеме.

Методы исследования. Поставленные в работе задачи решены с использованием классической теории электрических цепей, теории погрешностей и помехоустойчивости, методов статистической обработки результатов измерений, методов решения уравнений математической физики, технологии высокоуровневого программирования. Проверка эффективности решения поставленных задач осуществлялась на реальных промысловых данных. На защиту выносятся: алгоритм оценки производительности динамограммы ШГНУ на основе применения наблюдателей Люенбергера для оценки неизвестных параметров.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа изложена на 100 страницах машинописного

текста и включает в себя введение, 4 главы основного материала, заключение, библиографический список и приложения.

Глава 1. Обзорная глава

1.1 Цели и задачи исследования

скважина программный штанговый

Необходимо спроектировать систему для диагностики и управления штанговой глубиннонасосной установки со следующими техническими параметрами:

- надежность 0.95 за 10000ч;

- габариты 310х187х76 мм;

- потребляемая мощность, не более 3 Вт;

- температурный диапазон -50 …+ 50 єС;

- погрешность, не более 1%.

Цель разработка системы оценки производительности ШГНУ по динамограмме и управления ею, что подразумевает под собой разработку информационно-измерительной системы динамометрирования скважин, оборудованных ШГНУ и ее программного обеспечения с функцией диагностирования состояния ШГНУ по динамограмме.

Для достижения поставленной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:

Разработка ИИС динамометрирования скважин, оборудованных ШГН, адаптированной для станков-качалок и установок с цепным приводом.

Разработка программного обеспечения верхнего уровня, обеспечивающего сбор, хранение и обработку данных динамометрирования, в том числе диагностирование работы ШГН.

Разработка алгоритма диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы.

Разработка алгоритма расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере.

Экспериментальные исследования разработанной ИИС динамометрирования.

План работы следующий:

1 обзорная глава

2 теоретические основы решения поставленных задач

3 прикладные вопросы связанные с решением задач

4 реализация результатов

1.2 Анализ литературы

В последние годы созданы вполне работоспособные приборы и целые комплексы, позволяющие регистрировать результаты динамометрирования в электронной памяти этих устройств с последующей (или одновременной) обработкой их на электронно-вычислительных машинах. Программно-математическое обеспечение (ПМО) каждого комплекса имеет свое оформление, требования к исходным данным и используемые методики их обработки.

Рассмотрим системы управления ШГНУ.

1.2.1 Комплексная система исследования работы скважин "Анализатор"

Данная система разработана американской компанией "Есhоmеtег". Она представляет собой комплекс измерительных датчиков. Управление их работой и обработка получаемой информации производятся компьютером совместно с аналого-цифровым преобразователем. Такая система осуществляет обработку данных акустических микрофонов, датчиков давления и нагрузки, акселерометров, датчиков тока двигателя, тахометров и других измерительных устройств.

Для измерения уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины акустическим методом эта система используется совместно с генератором импульсов, микрофоном и датчиком давления. Эти измерения используются для определения забойного давления работающей эксплуатационной скважины. А знание пластового давления и использование модели притока жидкости, с учетом определенного анализа, позволяют определять эффективный дебит скважины.

На скважинах со штанговым глубинно-насосным оборудованием данная система применима для динамометрических исследований с измерением нагрузок на полированном штоке, ускорения движения полированного штока и потребляемого двигателем электрического тока. Измерение нагрузок на полированном штоке возможно двумя способами (в зависимости от решаемой задачи).

1. Для количественного динамометрического анализа необходимы данные высокой степени точности, которые можно получить с помощью подковообразного калиброванного датчика, измеряющего механическое напряжение. Он устанавливается между траверсами канатной подвески исследуемой скважины.

2. Для получения качественной информации, позволяющей судить об эффективности работы насоса и выявлять (диагностировать) некоторые неисправности подземного оборудования, используется С-образный облегченный датчик, прикрепляемый при помощи зажима непосредственно к полированному штоку. Датчик замеряет изменение нагрузки на штангах путем замера изменения диаметра полированного штока. Если коэффициент Пуассона для стали равен примерно 0,3, то радиальное напряжение составит около ЗОУ₀ от осевой нагрузки.

В обоих случаях для определения перемещения полированного штока используется очень компактный акселерометр на интегральной схеме, который встроен в датчик измерения нагрузки. Таким образом, необходим только один кабель для соединения компьютера и датчика нагрузки. Скорость движения полированного штока является результатом интегрирования сигнала ускорения акселерометра, а повторное интегрирование дает значение положения полированного штока как функции времени. Благодаря высокой скорости обработки информации компьютером, применяемым в комплексе систем "Анализатор", данные динамометрии появляются на экране сразу по мере измерения. В отдельном окне представляется график потребления электрического тока двигателем станка-качалки: анализ потребления электрического тока дает представление об уравновешенности станка-качалки.

Примеры графиков, получаемых при исследовании скважин с помощью комплексной системы "Анализатор", приведены на рисунке 1.2.1

1 -- зависимость нагрузки на полированном штоке от положения балансира СКН (несколько циклов);

2 -- зависимость нагрузки на полированном штоке от времени;

3 -- зависимость нагрузки на полированном штоке от положения балансира СКН;

4 -- зависимость тока электродвигателя привода СКН от времени;

5 -- зависимость нагрузки на плунжере насоса от положения балансира СКН.

Рисунок 1.2.1 Примеры графиков, получаемых при исследовании скважин с помощью комплексной системы "Анализатор".

1.2.2 Комплекс СТК РНК-ЛЭП

Система предназначена для телеуправления, телеизмерений и телесигнализации нефтяных скважин и других объектов добычи и первичной переработки нефти. Система в своем составе имеет:

- диспетчерский пункт (ДП);

- станции управления центральные (СУЦ) на распределительных подстанциях напряжением 110-35/6(10) кВ (РП);

- станции управления контролируемых пунктов (СУ КП).

На рисунке 1.2.2 показано размещение элементов СТК РНК-ЛЭП на объектах нефтепромысла и их взаимодействие с объектами управления.

Рисунок 1.2.1 Схема СТК РНК-ЛЭП

ДП - диспетчерский пункт, СУЦ - станция управления центральная, УПЦ, УПКП - устройства присоединения, КТП, Т-Р - комплектная трансформаторная подстанция, трансформатор, СУКП - станция управления контролируемого пункта, СУ СК - станция управления и защиты СКН при работе без РЭП СКН.

Конструктивно станции управления СТК РНК-ЛЭП представляют собой шкафы, в которых размещены кассеты с блоками. Диспетчерский пункт СТК РНК-ЛЭП оборудован ИЗМ-совместимым компьютером. Станции управления контролируемых пунктов устанавливаются на объектах телеуправления. СУ КП, имеющие проводные линии связи с диспетчерским пунктом НГДУ (СУ РП, КНС и др.), подключаются к ДП непосредственно, удаленные СУ КП подключаются к ЛЭП с помощью конденсаторного устройства присоединения и используют их в качестве физических линий связи с распределительной подстанцией 6(10) кВ (РП) и затем через СУЦ связываются с ДП. Принципиально возможно использование радиоканала для организации связи ДП-СУ КП.

Станции управления центральные на РП 35/6(10) кВ обеспечивают ретрансляцию команд и запросов диспетчерского пункта и ввод сигнала в ЛЭП через устройство присоединения к сборным шинам 6(10) кВ, а также прием и ретрансляцию данных от контролируемых пунктов, подключенных к ЛЭП. Связь ДП-СУЦ - проводная, по выделенной паре или с частотным уплотнением телефонной линии диспетчерской связи с подстанцией 35/6(10) кВ.

Технические возможности станций управления СТК РНК-ЛЭП позволяют осуществлять телесигнализацию и телеуправление (ТС и ТУ):

- станками-качалками (СКН);

- групповыми замерными установками (ГЗУ);

- кустовыми насосными станциями (КНС);

- распределительными подстанциями напряжением 110-35/6(10) кВ, РП),- другими объектами нефтедобычи и первичной переработки нефти. Примером функций ТС и ТУ могут служить следующие: включение, выключение и регулирование скорости качаний головки балансира станка-качалки, контроль потребляемой мощности, формирование ваттметрограммы двигателя, динамограммы станка-качалки, контроль количества откачиваемой жидкости, превышения давления в выкидном трубопроводе, несанкционированного доступа в СУ.

Станции управления КП позволяют оперативному персоналу связаться по телефонному каналу с диспетчером НГДУ. Программные средства СТК РНК-ЛЭП позволяют вести архивы накопленных (контролируемых параметров, ваттметрграмм, динамограмм и др.), составлять отчеты.

1.2.3 Устройство для диагностирования состояния скважинного глубиннонасосного оборудования (патент)

Устройство используется в области нефтедобычи. Предназначено для автоматического сбора, анализа и хранения информации о работе скважин, оборудованных штанговыми глубиннонасосными установками (ШГНУ), а также электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Схема устройства для диагностирования состояния скважинного глубиннонасосного оборудования представлена на рисунке 1.2.3

Рисунок 1.2. 3 Схема устройства для диагностирования состояния скважинного глубиннонасосного оборудования

Для проведения диагностирования технического состояния штанговой глубиннонасосной установки все датчики устанавливают в соответствующем месте на дневной поверхности скважины, выходы датчиков подключают к входу вторичного прибора, на соответствующие тракты измерения блока регистрации 2.

Режим работы устройства выбирают с помощью клавиатуры 18. Запись информации о техническом состоянии ШГНУ производят в течение одного или кратного количества циклов работы установки. Рабочий цикл определяют по интервалу времени между двумя "мертвыми" точками положения балансира ШГНУ.

При снятии динамограммы, характеризующей работу насоса, в блоке регистрации 2 в оперативно-запоминающем устройстве 20 задается область, в которую будет заноситься информация о работе насоса, а также заносятся данные: N куста, N скважины, длина хода и период хода полированного штока. Затем запускают отсчет времени в блоке временной задержки 13, после чего запускают станок-качалку на несколько периодов, полированный шток при этом совершает возвратно-поступательное движение, как следствие - датчики усилия 3 и хода 4 полированного штока начинают формировать сигналы. По истечении времени задержки, после того, как ШГНУ вошла в установившийся режим работы, автоматически или с дистанционного пульта оператора запускается режим измерения, и сигнал с датчика усилий 3 поступает на усилитель 8 и далее через мультиплексор 11, который осуществляет коммутацию имеющихся аналоговых сигналов, - на вход аналого-цифрового преобразователя 12, а с него - на порт микропроцессорного контроллера 17. В это же время сигнал с датчика положения 4 также поступает на вход микропроцессорного контроллера 17 и на вход блока запуска измерений 14. При этом датчик положения 4 установлен на полированном штоке станка-качалки таким образом, чтобы синхронизирующий сигнал запуска измерения микропроцессорного контроллера 17 вырабатывался в блоке запуска измерений 14 только тогда, когда канатная подвеска находится в крайнем нижнем положении. По этому сигналу контроллер 17 начинает измерять время одного качания и усилие между траверсами подвески штанг. Обработка постоянно поступающей в цикле измерения информации о времени и усилии осуществляется в контроллере 17 в соответствии с заданной программой, поступающей из программного блока управления 19. После прихода с датчика положения второго синхронизирующего сигнала по цепи датчик положения 4 - блок запуска измерений 14 - контроллер 17 - генератор 16 синусоидальных колебаний информация автоматически выводится на графический индикатор 22, заносятся в память оперативно-запоминающего устройства 20 все необходимые уровни нагрузок и единичная динамограмма. При этом развертка динамограммы по оси X осуществляется по сигналу с генератора синусоидальных колебаний 16, период колебаний которого соответствует периоду одного качания. На экране графического индикатора 22 отображается одиночная динамограмма (фиг. 2), по которой определяют вес штанг P_шт, вес штанг плюс жидкости P_ш+ж, минимальный (P_min) и максимальный (P_max) вес штанг, а также длину хода. Значения нагрузок в цифровом виде заносятся в протокол промысловых испытаний с фактическими нагрузками за период одного цикла. По полученной одиночной динамограмме в соответствии с программой, заданной программным блоком управления 19, автоматически прямо на скважине рассчитываются величина среднего дебита, утечки в клапанах насоса, производительность насоса.

1.2.4 Системы контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования " СИДДОС"

Программно-аппаратный комплекс "СИДДОС", разработанный Томским НПО "СИАМ", предназначен для контроля и измерения рабочих характеристик штанговых глубинных насосов: силовых нагрузок в различных положениях полированного штока, длины хода, числа качаний, наличия утечек в глубинном оборудовании, динамограммы работы насоса. Данные измерений записываются в энергонезависимую память электронного блока и далее могут быть:

-- выведены на термопечатающее устройство в виде динамограммы и цифрового отчета;

-- переданы в компьютерную базу данных по проведенным исследованиям.

Телединамометрическая система контроля, разработанная Московским нефтяным институтом, представляет собой датчики усилия и перемещения, стационарно устанавливаемые на балансире СКН. Система фиксирует деформацию балансира в процессе работы СКН, пропорциональную возникающим в глубинном оборудовании нагрузкам. Информация о состоянии глубинного оборудования регистрируется в процессе обхода скважин путем подключения вторичного электронного прибора к штепсельному разъему стационарного датчика с последующей передачей в компьютер и созданием необходимой базы данных. При наличии кабельной или радиосвязи система предусматривает возможность дистанционного контроля за состоянием глубинного оборудования централизованно, с пульта диспетчера.

1.2 Постановка задач

Цель работы - спроектировать систему оценка производительности ШГНУ по динамограмме и управления ею, что подразумевает под собой разработку информационно-измерительной системы оценки производительности динамометрирования скважин, оборудованных ШГНУ. Что подразумевает под собой решение следующих задач:

- характеристика станков качалок

· размерный ряд станков-качалок по гост

· динамометрирование и результаты исследований

· требования к измерениям количества сырой нефти по гост

- известные методы оценки производительности

· теоретическая производительность шгну

· оценка дебита по ваттметрограмме

· оценка дебита по динамограмме

· методики оценки дебита по динамограмме

-прикладные вопросы связанные с решением задач

· расчеты структуры и параметров моделей

· выбор алгоритмов и методов

· методы обработки и представления информации

- реализация результатов

· развернутый пример решения задач

· описание интерфейса по

· выбор параметров для оценки с помощью наблюдателей

· описание применение наблюдателей

- оценка эффекта от использования результатов

· оценка прогрессивности опытно-конструкторской разработки

· планирование разработки

· определение затрат, себестоимости и цены окр

· определение и оценка показателей экономической эффективности окр

Научная новизна. Для повышения качество оценки производительности ШГНУ по динамограмме был разработан алгормитм. Научная новизна заключается в доработке одного из существующих методов оценки. Оценка осуществляется с использованием наблюдателей Люенбергера - динамических наблюдающих устройств (ДНУ). Наблюдатели позволят оценивать параметры динамограммы более точно на основе их оценки по математическим моделям. Была разработана математическая модель оценки параметров с помощью наблюдателей Люенбергера.

Первоначально основной сферой использования ДНУ были динамические системы, в состав которых входят формирователи сигналов управления, использующих информацию в виде прямых и обратных связей по состоянию объекта или источника конечномерного экзогенного воздействия. В настоящее время сфера использования ДНУ заметно расширилась за счет нового поколения измерительных комплексов, которые решают задачу формирования результата измерения в алгоритмической среде ДНУ.

В общесистемной постановке наибольшее количество информации о ходе управляемых процессов (динамических объектов) содержится в векторе состояния, который характеризуется наибольшей по сравнению с другими переменными процесса размерностью. Но состояние есть скрытая (внутренняя) переменная, несущая полную информацию о системном «секрете» процесса, она не должна быть доступна непосредственному измерению в полном объеме.

Методы исследования. Поставленные в работе задачи решены с использованием классической теории электрических цепей, теории погрешностей и помехоустойчивости, методов статистической обработки результатов измерений, методов решения уравнений математической физики, технологии высокоуровневого программирования. Проверка эффективности решения поставленных задач осуществлялась на реальных промысловых данных. На защиту выносятся: алгоритм оценки производительности динамограммы ШГНУ на основе применения наблюдателей Люенбергера для оценки неизвестных параметров.

1.3 Пути решения поставленных задач

Эффективность добычи нефти способом ШГНУ в основном зависит от правильного подбора оборудования, установления оптимальных режимов откачки жидкости и степени автоматизации скважины. Контроль откачки можно проводить несколькими методами, но наиболее распространены наиболее информативны два метода: динамометрирование и ваттметрографирование.

1.3.1 Ваттметрографический метод

В основе метода лежит анализ ваттметрограмм, записанных в процессе контроля за работой глубиннонасосных скважин при помощи ваттметрографов. Ваттметрограмма представляет собой зависимость потребляемой мощности ШГНУ в зависимости от положения штанги. В отличие от динамометрирования, получение ваттметрограммы не связано с применением специальных датчиков, для этого достаточен только контроль тока и напряжения.

Предположение о возможности применения ваттметрограмм для контроля за работой станков-качалок были впервые высказаны еще в 1948г. профессором Куликовским Л.Ф., но не были разработаны методики расшифровки ваттметрограмм. В настоящее время, в связи с повышенными требованиями к качеству и надежности контроля за работой станков-качалок при минимальных затратах по обслуживанию, ваттметрографический метод заслуживает внимание и дальнейшего развития. С помощью этого метода можно определить:

- состояние работы насоса;

- степень неуравновешенности станка-качалки;

- наличие отрицательных усилий, ведущих к преждевременному выходу из строя редуктора;

- степень износа и состояние отдельных узлов станка-качалки;

- состояние ремней передачи;

- степень загруженности электродвигателя.

В настоящее время существует множество технических средств контроля и управления работой технологического объекта нефтедобычи, отличающихся оригинальными техническими и конструктивными решениями и выполненными на высоком техническом уровне, но все эти системы ваттмет-рографии имеют высокую стоимость и, как правило, являются самодостаточными, т.е. данные системы трудно состыковать с уже имеющимся парком станций управления и невозможно постепенное наращивание системы.

Для создания недорогой системы ваттметрографирования необходим блок снятия ваттметрограмм со следующими параметрами:

- малая стоимость;

- малые габариты (блок должен устанавливаться во все типы существующих станций управления);

- простота установки;

- возможность подключения к существующим системам контроля.

Ваттметрграмма представляет собой зависимость потребляемой ГШН мощности в зависимости от положения лгтанги. В отличие от динамометрирования, получение ваттметрграммы не связано с применением специальных датчиков, для этого достаточен только контроль тока и напряжения.

Предположение о возможности применения ваттметрграмм для контроля за работой станков-качалок были впервые высказаны еще в 1948г. профессором Куликовским Л.Ф., но не были разработаны методики расшифровки ваттметрграмм. В настоящее время, в связи с повышенными требованиями к качеству и надежности контроля за работой станков-качалок при минимальных затратах по обслуживанию, ваттметрографический метод заслуживает внимание и дальнейшего развития. С помощью этого метода можно определить:

1. Состояние работы насоса.

2. Степень неуравновешенности станка-качалки.

3. Наличие отрицательных усилий, ведущих к преждевременному выходу из строя редуктора.

1.3.2 Метод динамограм

Динамографирование скважин -- это процесс получения зависимости изменения нагрузки в точке подвеса штанг от перемещения этой точки в виде замкнутых кривых, называемых динамограммами.

Динамографирование осуществляется с помощью различных типов динамографов, подразделяющихся по принципу действия преобразующего устройства на гидравлические, механические и электрические. Последние могут быть как ручными, так и автоматическими.

Изменение нагрузки на полированном штоке за время одного полного хода станка-качалки является результатом сложного взаимодействия большого числа различных факторов. Чтобы правильно читать практические динамограммы, необходимо изучить законы их образования при различных условиях работы глубинного насоса.

К наиболее простым случаям относятся следующие:

-- глубинный насос исправен и герметичен;

-- погружение насоса под динамический уровень равно нулю;

-- цилиндр насоса целиком заполняется дегазированной и несжимаемой жидкостью из скважины;

-- движение полированного штока происходит настолько медленно, что обусловливает полное отсутствие инерционных и динамических нагрузок;

-- силы трения в подземной части насосной установки равны нулю.

Полученная при этих условиях динамограмма называется простейшей теоретической динамограммой нормальной работы насоса.

Процесс образования простейшей теоретической динамограммы начинает прослеживаться с хода плунжера вниз, когда он с открытым нагнетательным клапаном приближается к своему крайнему нижнему положению. В это время приемный клапан закрыт и вес жидкости принят насосными трубами, которые получили при этом соответствующее удлинение. На полированный шток действует только нагрузка от веса штанг, погруженных в жидкость. В крайнем нижнем положении плунжер останавливается и нагнетательный клапан закрывается. Этот момент на динамограмме отмечается точкой А.

При этом давление жидкости в цилиндре насоса практически равно давлению в насосных трубах над плунжером. В следующий момент полированный шток начинает двигаться вверх. Плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса, так как упругие штанги не могут передать ему движение до тех пор, пока они не получат полного растяжения от веса столба жидкости в насосных трубах, приходящегося на площадь плунжера. Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса представлена рисунке 1.4.1.



Рисунок 1.4.1 Динамограмма нормальной работы насоса

Величина растяжения штанг прямо пропорциональна величине воспринятой части веса жидкости. Поэтому по мере увеличения растяжения штанг нагрузка на полированном штоке растет. Та часть жидкости, которую приняли на себя штанги, снимается с труб. Вследствие этого трубы сокращают свою длину и их нижний конец, закрытый приемным клапаном, движется вверх. Так как между приемным и нагнетательным клапанами в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость, то движение нижнего конца труб вверх вызывает движение вверх и плунжера вместе с насосом.

В любой момент времени текущая величина растяжения штанг равна разности перемещений полированного штока и плунжера. Поэтому, чтобы штанги получили полное растяжение, необходимое для передачи движения плунжеру, полированный шток должен пройти путь, равный сумме растяжения штанг и сокращения труб.

Нагрузка на полированном штоке возрастает при одновременном перемещении его вверх. Поэтому процесс восприятия штангами нагрузки от веса жидкости изображается на динамограмме наклонной линией АБ. Линию АБ называют линией восприятия нагрузки.

Точка Б соответствует:

а) окончанию процесса растяжения штанг и одновременного сокращения труб;

б) началу движения плунжера в цилиндре насоса;

в) моменту открытия приемного клапана и началу поступления жидкости из скважины в цилиндр насоса.

Во время последующего движения плунжера вверх на полированный шток действует неизменная нагрузка, равная нагрузке в точке В. Поэтому динамограф прочерчивает прямую горизонтальную линию БВ, параллельную нулевой линии динамограммы.

Точка В соответствует:

а) крайнему верхнему положению полированного штока и плунжера;

б) прекращению поступления жидкости из скважины в цилиндр насоса;

в) моменту закрытия приемного клапана.

Длина линии БВ в масштабе перемещений соответствует длине хода плунжера в цилиндре насоса.

Из крайнего верхнего положения полированный шток начинает движение вниз. Однако плунжер не может двигаться вниз, так как под ним в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость. Нагнетательный клапан не может открыться, потому что давление в цилиндре насоса равно нулю, а над плунжером оно равно давлению всего столба жидкости в насосных трубах. Поэтому плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Вследствие того, что плунжер стоит на месте, а полированный шток движется вниз, длина штанг сокращается и нагрузка от веса жидкости постепенно передается на трубы. Давление в цилиндре насоса увеличивается пропорционально сокращению штанг.

Воспринимая нагрузку от веса жидкости, трубы соответственно удлиняются и их нижний конец движется вниз. Так как плунжер опирается на несжимаемый столб жидкости в цилиндре насоса, то он движется вниз, оставаясь неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Это вынужденное продвижение плунжера замедляет сокращение штанг и снятие нагрузки от веса жидкости. Поэтому штанги получают полное сокращение и полностью снимают с себя нагрузку от веса жидкости только тогда, когда полированный шток проходит расстояние, равное сумме сокращения штанг и растяжения труб от веса жидкости (отрезок ГГ\).

Вследствие уменьшения нагрузки при одновременном перемещении полированного штока вниз, происходит снятие со штанг нагрузки от веса жидкости. Этот процесс изображается на динамограмме наклонной линией ВГ. Линию ВГ называют линией снятия нагрузки.

По уже изложенным причинам линия ВГ может быть принята за практически прямую, параллельную линии АБ.

Точка Г соответствует:

а) окончанию процесса сокращения штанг и одновременного растяжения труб;

б) моменту открытия нагнетательного клапана;

в) началу движения плунжера вниз.

Во время движения плунжера вниз на полированный шток действует неизменная нагрузка, равная весу штанг, погруженных в жидкость. Поэтому динамограф прочерчивает прямую горизонтальную линию АГ, параллельную нулевой линии динамограммы.

Таким образом, простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса при упругих штангах и трубах имеет форму параллелограмма.

На основании изложенного можно сформулировать следующие характерные признаки практической динамограммы. дающие право на заключение о нормальной работе насоса:

-- линии восприятия и снятия нагрузки практически могут быть приняты за прямые;

-- линии восприятия и снятия нагрузки у практической динамограммы параллельны соответствующим линиям теоретической динамограммы, и следовательно параллельны друг другу;

-- левый нижний и правый верхний углы динамограммы острые.

Рассмотрим типовые формы динамограмм, которые представлены на рисунке 1.4.2.



Рисунок 1.4.2 Типовые формы динамограмм

1-3 -нормальная работа насоса ; 4-6 --6утечки в нагнетательной части: средняя, большая утечки; выход из строя нагнетательной части соответственно; 7-9 - утечки в приемной части: средняя, большая утечки, выход из строя приемной части соответственно; 10-12 - утечки в приемной и нагнетательной частях; 13-15 -влияние газа на работу насоса: влияние пластового газа; изменение контура; (влияние газа и утечки в нагнетательной части соответственно; 16-18 -прихват плунжера насоса: НСН2, НСВ1 с выходом из замковой опоры, заедание песком соответственно; 19-20 -утечки в НКТ; 21-22 -фонтанирование; 23 -"высокая посадка плунжера в НСН2; 24 - то же, в НСВ1 без слива из замковой опоры; 25 - низкая посадка плунжера в НСН2; 26 -то же, в НСН1; 27, 28 - негерметичность насоса; 29 -обрыв или отворот штанг в нижней части; 30 -то же, в верхней части; 31-34 -низкий динамический уровень (33 -пробка; 34 - заедание песком)

Расшифровка динамограмм требует учета различных факторов.

Рассмотрим, например, динамограммы 23, 27, 28. Они соответственно, характеризуют, помимо высокой посадки и запаздывания закрытия нагнетательного клапана, негерметичность торцов втулок.

Так, например, динамограмма 23 показывает выход плунжера насоса НСН из цилиндра. Такая же форма динамограммы получена при разъедании у насоса НСН2 и НСВ1 одного стыка втулок в верхней части цилиндра и второго -- в нижней части. Плунжер, находясь в нижней части, перекрывает разъеденную часть, и утечка не происходит, при ходе вверх он открывает путь для утечки жидкости. Динамограмма 27 указывает на разъедание стыка втулок посередине цилиндра. На динамограмме 28 показан случай, когда разъедены стыковые соединения, расположенные в таких местах, что плунжер в нижнем и в верхнем положениях перекрывает их, а утечка происходит на середине хода плунжера. На динамограмме при этом в середине хода получается провал (показан стрелками).

Выводы по главе 1

Был произведен анализ аналогичных систем. Описаны достоинства и недостатки их. Описаны методы измерения. Были описаны цели и задачи исследования. Была сделана постановка задачи проекта.

Глава 2. Теоретиче?кие о?новы решения по?тавленных задач

2.1 Характери?тика ?танков качалок

Про?тое в кон?труктивном отношении у?трой?тво, о?военное в начале 20-х годов, ?тало ?амым ра?про?траненным в мире ?по?обом добычи нефти.

Оборудование для эк?плуатации ?кважин этим ?по?обом включает (ри?. 2.1):

• штанговый глубинный на?о? 19,

• ?и?тему на?о?но-компре??орных труб 17 и штанг 18, на которых на?о? подвешивает?я в ?кважине,

• приводную ча?ть индивидуальной штанговой у?тановки балан?ирного типа, ?о?тоящую из ?танка-качалки и электродвигателя 3,

• у?тьевое оборудование ?кважины 15, предназначенное для подве?ки на?о?ных труб и герметизации у?тья,

• при?по?обления 13 и 14 для подве?ки на?о?ных штанг к головке балан?ира ?танка-качалки.

В ?кважину на колонне НКТ под уровень жидко?ти ?пу?кают цилиндр на?о?а 24, в нижней ча?ти которого у?тановлен приемный клапан 27, открывающий?я только вверх. Затем на на?о?ных штангах внутрь НКТ ?пу?кают поршень 25, называемый плунжером, который у?танавливают в цилиндр на?о?а. Плунжер имеет один или два клапана, открывающие?я только вверх, называемые выкидными 26 или нагнетательными.

Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балан?ира ?танка-качалки. Для направления жидко?ти из НКТ в выкидную линию и предотвращения ее разлива на у?тье ?кважины у?танавливают тройник и выше него ?альник 21, через который пропу?кает?я ?альниковый шток 14.

При ходе плунжера вверх под ним падает давление и в?а?ывающий клапан под давлением ?толба жидко?ти в затрубном про?тран?тве открывает?я, жидко?ть из ?кважины по?тупает в цилиндр на?о?а. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением ?толба находящей?я под ним жидко?ти. При ходе плунжера вниз приемный клапан под давлением ?толба жидко?ти в на?о?ных трубах закрывает?я, а клапан, ра?положенный на плунжере, открывает?я, и жидко?ть по?тупает в на?о?но-компре??орные трубы.

Ри?. 2.2. Штанговая глубинно-на?о?ная у?тановка:

I - у?тьевое оборудование; II - подве?ка труб и штанг; III - глубинный на?о?; IV - газовый или пе?очный якорь; 1 - фундамент; 2 - рама; 3 - электродвигатель; 4 - редуктор; 5 - кривошип; 6 - груз; 7 - шатун; 8 - груз балан?ира; 9 - ?тойка; 10 - балан?ир; 10 - механизм фик?ации головки балан?ира; 12 - головка балан?ира; 13 - канатная подве?ка; 14 - ?альниковый шток; 15 - оборудование у?тья ?кважины; 16 - об?адная колонна; 17 - на?о?но-компре??орные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный на?о?; 20 - газовый якорь; 21 - ?альник у?тьевой; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр на?о?а; 25 - плунжер на?о?а; 26 - нагнетательный (выкидной) клапан; 27 - в?а?ывающий (приемный) клапан

При непрерывной работе плунжера в?а?ывание и нагнетание чередуют?я, в результате чего при каждом ходе некоторое количе?тво жидко?ти по?тупает в НКТ. Уровень жидко?ти в них по?тепенно повышает?я и до?тигает у?тья ?кважины: жидко?ть начинает переливать?я в выкидную линию через тройник ? ?альниковым у?трой?твом.

Про?тота об?луживания и надежно?ть ?кважинных на?о?ов, вы?окий КПД, гибко?ть в отношении регулирования, отборов жидко?ти ? различных глубин, возможно?ть их применения в о?ложненных горно-геологиче?ких у?ловиях эк?плуатации и ряд других преимуще?тв вывели этот ?по?об на ведущее ме?то в нефтедобывающей отра?ли. Штанговыми на?о?ами в на?тоящее время на ме?торождениях Ро??ии оборудовано более 70 % добывающих ?кважин.

Структура фонда ?кважин, охватывающая ме?торождения ОАО "Оренбургнефть", показывает, что более 90 % ?кважин эк?плуатируют?я механизированным ?по?обом. Из них 62 % (1999 г.) ?о?тавляют у?тановки штанговых глубинных на?о?ов, добыча по которым в ?утки ?о?тавляет по жидко?ти 13 %, а по нефти -около 24 % от в?ей добычи по ОАО "Оренбургнефть" (табл. 2.1) и (ри?. 2.2).

Приведенные данные показывают, что даже незначительные изменения показателей эк?плуатации ?кважин штанговыми на?о?ами могут ?уще?твенно повлиять на уровень добычи нефти и эффективно?ть деятельно?ти в ту или иную ?торону в целом по объединению.

Таблица 2.2. Показатели эк?плуатации ?кважин ? применением ШГНУ в ОАО "Оренбургнефть" за 1994-1999 гг.

Показатель	Годы
	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Дей?твующий фонд ?кважин	1146	1135	1072	1190	943	1214
Добыча нефти, % общей добычи	19	21	21	23	23	24
Добыча жидко?ти, % общей добычи	14	15	15	20	19	20
Средне?уточный дебит, т/?ут:
по нефти	3,7	4,2	4,4	4,7	4,5	4,0
по жидко?ти	7,6	8,3	9,1	9,1	10,6	10,5
Обводненно?ть добываемой жидко?ти, % (по ма??е)	50,8	49,6	51,5	51,5	57,1	57,7
Межремонтный период, ?ут	354	325	318	318	370	365

Ри?. 2.2. Динамика показателей эк?плуатации ШГНУ по объектам ОАО "Оренбургнефть":

I - фонд ?кважин ? ШГНУ, %; II - доля ШГНУ в добыче нефти, %; III - доля ШГНУ в добыче жидко?ти, %

2.1.1 Размерный ряд станков-качалок по гост

В на?тоящее время на промы?лах и?пользуют?я ?танки-качалки по ГОСТ 5866-7А. Производ?твом было о?воено 7 моделей грузоподъемно?тью от 30 до 120 кН.

У?ловное обозначение на примере СК5-3-2500 ра?шифровывает?я ?ледующим образом:

СК5 - ?танок-качалка ? мак?имальной нагрузкой на головку балан?ира 5 т или 50 кН;

3- мак?имальная длина хода у?тьевого штока 3 м;

2500 -- мак?имальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 2500 кг?-м или 25 кНм.

Преду?мотрен выпу?к ?танков-качалок дезак?иального типа 6 размеров по ОСТ 26-16-08-8Б.

Принципиальное отличие дезак?иальных ?танков-качалок от ранее применявших?я и?ключительно ак?иальных в том, что дезак?иальные ?танки-качалки обе?печивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как ак?иальные -- одинаковое. По?кольку разница в кинематике кон?труктивно обе?печивает?я элементарными ?ред?твами, т.е. тем или иным ра?положением редуктора отно?ительно балан?ира и не требует ?пециальных изменений кон?трукции, то ?танки качалки по ра??матриваемому отра?левому ?тандарту не отличают?я от аналогичных по Го??тандарту.

У?ловное обозначение ра??мотрим на примере СКДТЗ-1,5-710:

СК - ?танок-качалка;

Д - дезак?иальный;

Т - редуктор у?тановлен на тумбе;

3 - номинальная нагрузка на у?тьевой шток 3 т или 30 кН;

1,5 - мак?имальная длина ход у?тьевого штока 1,5 м;

710 - номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 710 кг?-м или 7,1 кНм.

Приводы АО «Ижнефтемаш» выпу?кают?я по техниче?ким у?ловиям ТУ 3665-012-05785537-93 в не?кольких вариантах и?полнения. У?ловное обозначение на примере ПНШ60 -2,1-25 означает ?ледующее: ПНШ - привод на?о?ов штанговых; 60 - нагрузка на у?тьевом штоке не более 60 кН; 2,1 - наибольшая длина у?тьевого штока 2,1 м; 25 -номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 25 кН-мэ

Приводы, выпу?каемые ПО «Уралмаштран?маш». У?ловное обозначение приводов ра??мотрим на примере ПШГНТ4-1,5-1400:

ПШГН -- привод штанговых глубинных на?о?ов; Т -- редуктор у?тановлен на тумбе; 4 -- мак?имальная нагрузка на у?тьевом штоке 4 тонны; 1,5 -- наибольшая длина хода у?тьевого штока 1,5 м;

2.1.2 Динамометрирование и результаты исследований

Нормальная эк?плуатация штанговой ?кважинной на?о?ной у?тановки требует по?тоянного контроля за работой о?новных узлов для ?воевременного принятия необходимых мер для ее обе?печения. Информацию о работе подземного оборудования при этом ?по?обе добычи нефти получают при помощи динамометрирования. Динамометрирование ШГНУ - важнейший и?точник информации о работе штангового на?о?а, колонны штанг, ?о?тоянии забоя ?кважины и др. -- о?уще?твляет?я при помощи ?пециальных техниче?ких ?ред?тв; наиболее ра?про?транено телединамометрирование, обе?печивающее оперативное получение динамограммы на ди?петчер?ком пульте без нарушения режима работы ?кважин. Динамограмма пред?тавляет ?обой график зави?имо?ти нагрузки в точке подве?а штанг от длины хода полированного штока верхней штанги. Теоретиче?кая динамограмма нормальной работы у?тановки о?нована на учете ?ил тяже?ти, упруго?ти, трения и закона Архимеда. Недо?таточный учет других влияющих факторов, таких как инерционная ?ила и ?вой?тва откачиваемой жидко?ти, ограничивает возможно?ть ?уще?твенного динамометрирования.

Динамограмма пред?тавляет ?обой параллелограмм в координатах нагрузка (р) - длина хода полированного штока (S) (ри?унок 2.3). Линия Г₁А₁ ?оответ?твует разнице нагрузки от ве?а штанг и ?илы трения рv и параллельна нулевой линии (о?и S) динамограммы в?лед?твие по?тоян?тва ве?а штанги и ?илы трения. Линия АГ ?оответ?твует ?татиче?кому ве?у штанг в жидко?ти Р_шт, т. е. без трения. Следовательно, трение колонны штанг о жидко?ть уменьшает длину хода плунжера, и нагнетательный клапан закрывает?я не в точке А, а в точке А₁ (отрезок fv). При изменении направления движения плунжера проце?? запи?ывает?я отрезком прямой АА₂. Начиная ? точки А₂, штанги во?принимают нагрузку от ве?а ?толба жидко?ти Р_ж (отрезок А₂Б₂). В точке Б₁ нагрузка равна ?умме ве?ов штанг жидко?ти и ?ил трения Р^. В этой точке приемный клапан на?о?а открывает?я и жидко?ть по?тупает в цилиндр на?о?а. Дальнейшее движение плунжера опи?ывает?я линией Б₁В_2. С началом движения вниз изменяют?я направление и величина ?ил трения. Изменение нагрузки ?оответ?твует В₂Г₁, при этом прои?ходит разгрузка колонны штанг и нагружение труб. Точка Г - открытие нагнетательного клапана на?о?а и начало движения плунжера вниз (отрезок Г₁ А₁).