Значительное число крупнейших нефтяных месторождений в России находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся снижением объемов добычи, увеличением доли осложненного фонда скважин. Одним из наиболее распространенных способов эксплуатации скважин малодебитного фонда является применение штанговые насосные установки. Эксплуатация штанговых установок в осложненных условиях в ряде случаев сопровождается снижением межремонтного периода работы, повышением удельных энергетических и экономических затрат при добыче. При этом одной из наиболее актуальных становится задача обеспечения рентабельной эксплуатации скважин за счет своевременной диагностики технического состояния и условий работы насосного оборудования.
В статье рассмотрен новый подход к диагностике состояния штанговых насосных установок по динамограмме, который базируется на решении обратных задач динамики работы штанговой установки методами многомерной оптимизации. Решение прямой задачи включает моделирование работы штанговой установки по заданным технологическим и геолого-техническим параметрам и построение соответствующей теоретической динамограммы; решение обратной - определение искомых параметров модели с учетом фактической динамограммы работы штанговой установки. Разработаны метод и соответствующий алгоритм диагностики состояния штанговых установок по динамограмме на основе метода Левенберга – Марквардта для многомерной оптимизации. Метод включает количественное определение совокупности параметров, характеризующих техническое состояние и условия работы штанговой установки, а также учитывает осложнения и неисправности, возникающие при ее работе. Приведены примеры решения задач количественной диагностики на основе разработанного алгоритма путем анализа конфигурации динамограмм и построения целевых функций при различных условиях эксплуатации насосного оборудования (нормальная работа, высокое содержание газа на приеме насоса, высокая посадка плунжера в цилиндре).
Список литературы
1. Robust technology and system for management of sucker rod pumping units in oil wells / T.A. Aliev, A.H. Rzayev, G.A. Guluyev [et al.] // Mechanical Systems and Signal Processing. – 2018. – V. 99. – P. 47–56.
2. Садов В.Б. Подход к определению установок скважинных штанговых установок по динамограмме // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 90–93.
3. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки// Изв. вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3. – С. 25–29.
4. Li K., Han Y., Wang T. A novel prediction method for down-hole working conditions of the beam pumping unit based on 8-directions chain codes and online sequential extreme learning machine // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 160. – P. 285–301.
5. Кузьмин А.Н., Вялых И.А. Прогнозирование технического состояния штанговых глубинных насосов на основе нейросетевых технологий // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Химическая технология и биотехнология. – 2016. – № 3. – С. 9–19.
6. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. – М.: Недра, 1971. –183 с.
7. Gibbs S.G., Neely A.B. Computer diagnosis of down-hole conditions in sucker rod pumping wells // Journal of Petroleum Technology. – 1966. – V. 1. – P. 93–98.
8. Chen Z., White L.W., Zhang H. Predicting sucker-rod pumping systems with Fourier series // SPE 189991-PA. – 2018.
9. Методика расчета подвески плунжера в цилиндре насоса / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Р.И. Бакиров [и др.] // «Нефтяное хозяйство». – 2018. – № 2. – С. 84–88.
10. Model predictive automatic control of sucker rod pump system with simulation case study / В. Hansen, B. Tolbert, C. Vernon, J.D. Hedengren // Computers and Chemical Engineering. – 2019. – V. 121. – P. 265–284.
11. Dynamic model of a Rod Pump Installation for inclined wells / R.N. Bakhtizin, K.R. Urazakov, S.F. Ismagilov [et al.] // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 4. – P. 74–82.
12. Расчет теоретической динамограммы с учетом осложнений в работе скважинного штангового насоса / К.Р. Уразаков, Р.Н. Бахтизин, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 90–93.
13. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. Society of petroleum engineers: Richardson, Texas. – 1999. – 384 p.
14. Chaos time-series prediction based on an improved recursive Levenberg – Marquardt algorithm / Sh. Xiancheng, F. Yucheng, Z. Jinsong, Ch. Kefu // Chaos, Solitons & Fractals. – 2017. – V. 100. – P. 57–61.
15. Уразаков К.Р., Белов А.Е., Давлетшин Ф.Ф. Динамическая модель штанговой насосной установки при одновременно-раздельной эксплуатации // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 3. – С. 33–41.
