Автор: Хакимьянов М.И., Светлакова С.В., Сидоров М.Е.
Источник: http://www.grant–ufa.
Единственным способом диагностирования состояния штанговых глубинных насосов (ШГН) в процессе эксплуатации скважин без поднятия на поверхность является, как известно, динамометрирование [1]. Динамометрирование – измерение усилия в точке подвеса штанг в функции ее перемещения – дает наиболее исчерпывающую информацию о состоянии глубинного и наземного оборудования, о правильности выбранного режима эксплуатации и производительности скважины. Остальные методы исследования, такие как измерение давления и температуры на устье скважины, производительности по жидкости и газу, определение динамического и статического уровня, ваттметрирование, могут служить лишь вспомогательными параметрами, дополняющими динамограмму.
Характерные режимы работы глубиннонасосной установки определяются по специфическим формам динамограмм, по абсолютным величинам усилий, возникающим при движении штока вверх и вниз, по их разнице.
В данной статье приводятся практические динамограммы с результатами
диагностики глубиннонасосного оборудования, полученные на скважинах
ОАО Татнефть
с помощью стационарной системы динамометрирования
ДДС–04, разработанной НПП Грант
(г. Уфа). В отличие от большинства аналогичных систем, ДДС–04 комплектуется датчиком абсолютных значений нагрузки. Информация об абсолютных значениях усилия позволяет анализировать
в расчетах вес насосных штанг и жидкости. В случае применения датчиков относительных значений нагрузки (определяемых через продольную либо поперечную деформацию штока, либо по потребляемойэлектродвигателем мощности) абсолютные значения усилия являются неизвестными и достоверность
результатов диагностирования снижается [1].
На рисунках 1 и 2 приведены практические динамограммы скважин, работающих в нормальных режимах. Такие динамограммы после аппроксимации образуют правильный параллелограмм, приблизительно совпадающий с теоретической динамограммой.
Рисунок 1 – Динамограмма скважины № 1511, нормальный режим работы
Рисунок 2 – Динамограмма скважины № 1523, нормальный режим работы
Для установок ШГН с высокой посадкой плунжера характерно наличие резкого броска нагрузки в большую сторону в правом верхнем углу динамограммы, что видно на рисунке 3.
При низкой посадке плунжера (рисунок 4) в левом нижнем углу динамограммы возникает резкий выброс нагрузки вниз. При ударах плунжера при ходе вниз, в зависимости от скорости посадки плунжера на преграду, ее жесткости и расстояния от преграды до истинного крайнего положения, снижение нагрузки и последующий набор этой нагрузки на динамограмме записываются несколько по–разному.
Рисунок 3 – Динамограмма скважины № 1602, высокая посадка плунжера
Рисунок 4 – Динамограмма скважины № 209, низкая посадка плунжера
Если удар не резкий и нагрузка снижается плавно, то имеет место заедание плунжера в конце хода, что приводит к появлению в левом нижнем углу динамограммы характерной петли (рисунок 5). Линия восприятия нагрузки ото – двигается вправо от своего нормального положения. При резких снятиях нагрузки петля может иметь несколько перехлестов. Петля удара всегда располагается ниже линии статического веса штанг. При ударах плунжера полезная длина его хода уменьшается на длину горизонтальной проекции петли.
Рисунок 5 – Динамограмма скважины № 8387, заедание плунжера в конце хода
На рисунке 6 изображен так называемый пистолет
, соответствующий
откачке жидкости с пластовым газом. Для пистолета
характерно, что линия
снятия нагрузки представляет собой кривую с некоторой кривизной, выпуклость которой обращена вверх и влево; процесс снятия нагрузки протекает
медленно, и открытие нагнетательного клапана происходит позже, чем при нормальной работе насоса; левый нижний и правый верхний углы динамограммы
острые; в случае значительного содержания газа в смеси процесс восприятия
изображается линией, несколько отклоняющейся вправо от теоретической; линии снятия и восприятия нагрузки параллельны.
При более сильном влиянии газа наблюдается периодический срыв подачи, что можно увидеть на динамограмме скважины № 8121 (рисунок 7). В этом случае эффективный ход плунжера практически отсутствует или несоизмеримо мал по сравнению с длиной хода штока, что значительно уменьшает количество добываемой жидкости [3].
Рисунок 6 – Динамограмма скважины № 759, влияние пластового газа
Рисунок 7 – Динамограмма скважины № 8379, периодический срыв подачи пластовым газом высокого давления
При утечках жидкости в нагнетательной части насоса динамограмма приобретает характерные признаки: процесс восприятия нагрузки изображается линией, имеющей меньший угол наклона к горизонтали, чем линия восприятия нагрузки при нормальной работе насоса; правый верхний угол закруглен; линия снятия нагрузки идет более круто, и угол, образуемый ею и нулевой линией, имеет больший наклон (рисунке 8).
На месторождениях ОАО Татнефть
и АНК Башнефть
нередко встречаются скважины с большим количеством парафина, динамограммы которых
имеют яйцеобразную
форму (рисунок 9).
Нужно отметить, что к настоящему времени с помощью системы динамометрирования ДДС–04 собрана большая база динамограмм, охватывающая свыше тысячи скважин за срок превышающий 5–7 лет. Этот опыт позволил достаточно хорошо отработать методики и алгоритмы диагностики глубиннонасосного оборудования, а также повысить достоверность получаемых результатов.
Рисунок 8 – Динамограмма скважины № 8121, утечки в нагнетательном клапане и влияние пластового газа
Рисунок 9 – Динамограмма скважины № 123, отложения парафина