Значительное число крупнейших нефтяных месторождений в России находится на поздней стадии разработки. Эксплуатация низкодебитных скважин ведется преимущественно штанговыми насосными установками. Своевременная диагностика технического состояния и условий работы насосного оборудования является важным условием обеспечения рентабельной разработки месторождения. В статье рассмотрен новый подход к диагностике штанговых установок, основанный на математическом моделировании их работы и построении теоретических динамограмм. Путем варьирования параметров, характеризующих осложняющие факторы, проанализированы конфигурации динамограмм при эксплуатации насосного оборудования в различных условиях (утечки в нагнетательной и приемной части насоса, высокая и низкая посадка плунжера в цилиндре). Установлено, что утечки через клапаны насоса значительно влияют на конфигурацию линий нагрузки и разгрузки насосных штанг на динамограмме, причем с увеличением объемных потерь подачи вследствие утечек в нагнетательном клапане возрастает длина линии восприятия нагрузок. Рост потерь подачи при утечках во всасывающем клапане приводит к увеличению длины линии разгрузки штанг. Показано, что оценка объема утечек через клапаны насоса по динамограмме позволяет принять обоснованное решение об оптимизации режима работы скважины, проведению текущего ремонта. Проанализирована конфигурация динамограмм при высокой посадке с выходом плунжера из цилиндра насоса, ударе плунжера о клетку всасывающего клапана в конце хода вниз при низкой посадке. Показано, что построение теоретических динамограмм и их сопоставление с фактической позволяет рассчитать длину хода полированного штока, сопровождающегося выходом плунжера из цилиндра (ударом плунжера о клетку всасывающего клапана). Для рассмотренных примеров показаны принципы решения задач количественной диагностики и выдачи рекомендаций по корректировке технологического режима с целью его оптимизации. Разработанный подход направлен на повышение информативности диагностики и мониторинга штанговых установок по устьевой динамограмме, что особенно актуально для скважин, работающих в осложненных условиях эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Подходы к обоснованию выбора области применения нетрадиционных, механизированных способов эксплуатации скважин / М.Г. Волков, Р.С. Халфин, А.С. Топольников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 96-100. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-3-96-100
2. Тимашев Э.О., Халфин Р.С., Волков М.Г. Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи скважинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 46-49. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-46-49
3. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки// Известия 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. -https://doi.org/10.1016/ j.petrol.2017.10.052
5. 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.
6. Новый метод количественной диагностики технического состояния установок скважинных штанговых насосов решением обратных задач методами многомерной оптимизации / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, А.Е. Белов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 118–122. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-118-122
7. Исследование эффективности работы установок скважинных штанговых насосов с комбинированной стеклопластиковой штанговой колонной / К.Р. Уразаков, Э.О. Тимашев, П.М. Тугунов, Ф.Ф. Давлетшин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7 – С.123–127. -https://doi.org/ 10.24887/0028-2448-2021-1-57-61
8. Chen Z., White L.W., Zhang H. Predicting sucker-rod pumping systems with Fourier series. // SPE Production & Operations – 2018. – V. 33. – P. 928-940.
9. Оптимизация технологического режима установок скважинных штанговых насосов с комбинированной стеклопластиковой штанговой колонной / Э.О. Тимашев, К.Р. Уразаков, А.В. Лушников, Д.К. Евдокимов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 57-61. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-1-57-61.
10. Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р. Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 4. – С. 67-72.
11. Model predictive automatic control of sucker rod pump system with simulation case study / В. Hansen, B. Tolbert, C. Vernon [et.al] // Computers and Chemical Engineering. – 2019. – V. 121. – P. 265-284- https://doi.org/10.1016/j.compchemeng.2018.08.018
12. 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. - https://doi.org/10.5510/OGP20170400333
13. Зюзев А.М., Текле С.И. Динамические симуляторы в задачах диагностики штанговых глубиннонасосных установок // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 1. – С. 168-177. - https://doi.org10.18799/24131830/2022/1/3285
14. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Моделирование динамограммы станка-качалки. Утечки в клапанах // Нефтегазовое дело. – 2005. Т.3. №1. С. 47–54.
