что такое динамометрирование скважины

Исследование скважин динамометрированием

Суть метода заключается в том, что нагрузку на сальниковый (полированный) шток определяют без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Записанная диаграмма называется динамограммой.

Основы динамометрирования
Изменение нагрузки на полированном штоке за время одного полного цикла работы установки является результатом сложного взаимодействия большого числа различных факторов. При этом простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса получается при соблюдении следующих условий:

— 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 обуславливает полное отсутствие инерционных и динамических нагрузок;

— силы трения в подземной части установки равны нулю.

Рис.67. Динамонрамма идеальной работы штангового скважинного насоса. (ШСН).

Рассмотрим работу элементов подземного оборудования в процессе полного цикла движения головки балансира. Теоретическая динамограмма усилий от действия статических сил приведена на рис.67. Представим теперь этот цикл графически в координатах: S — перемещение точки подвеса штанг, Р — нагрузка на штанги в точке их подвеса (см. рис. 1). Цикл нормальной работы установки представляет собой параллелограмм ABCD, у которого АВ и CD — участки восприятия и снятия нагрузки; BC и DA — участки неизменной нагрузки при ходе вверх и вниз; ABC и CDA — участки хода точки подвеса штанг вверх и вниз. В начале хода вверх: а) обратный клапан на плунжере закрывается; б)масса столба жидкости передается на штанги, снимаясь с труб; в) штанги под влиянием этой нагрузки удлиняются (χш); г) трубы сокращаются (χт)

а) деформация штанг (удлинение), прекратилось;

б) плунжер перемещается вверх на величину БВ (Sn);

г) приемный (всасывающий) клапан открывается;

д) нагнетательный клапан закрыт.

б) штанги разгружаются и сокращаются в длине;

в) трубы нагружаются и удлиняются;

г) жидкость не нагнетается.

Ход вниз: а) плунжер перемещается на длину ГА;

б)нагнетательный клапан открыт;

в) всасывающий клапан закрыт;

г) штанги разгружены, трубы нагружены

Известны динамографы гидравлические, механические и электрические.

На смену механическим и гидравлическим динамографом пришли электронные, в которых использовался микропроцессор для обработки данных, была энергонезависимая память для хранения зарегистрированных замеров.

Круг вопросов, решаемых динамометрированием, довольно обширен. Анализ динамограммы позволяет получить свыше трех десятков различных параметров, описывающих состояние глубинно-насосного оборудования без его подъема. А при соответствующей обработке по динамограмме можно определить дебит скважины (по жидкости), давление на приеме насоса, коэффициент продуктивности, среднюю плотность газожидкостной смеси в трубах.

Комплекс состоит из аппаратной и программной частей.

— Устройство приема акустических сигналов (УПАС) для определения уровня жидкости.

Устройство приема акустических сигналов состоит из корпуса со скобами, в муфте которого, для герметичного соединения с патрубком затрубного пространства, выполнена насосно-компрессорная резьба 60К по ГОСТ 633-80. Для присоединения устройства генерации акустических сигналов (УГАС) служит штуцер с присоединительной резьбой М33х1,5.

Внутри корпуса устанавливается микрофон (для УПАС-22), который крепится винтом со стороны присоединения клапана. Связь микрофона с платой предусилителя осуществляется через разъемное электрическое соединение. На корпусе УПАС установлен датчик давления.

Плата предусилителя выполнена в форме кольца и герметично закрывается колпачком. Электрическая связь предусилителя с блоком регистрации осуществляется через разъем.

— Накладной динамограф ДН-117длядинамометрирования.

Динамометр устанавливается на нерабочую часть полированного штока ШГН скважины и предназначен:

а) для измерения относительной нагрузки на штоке;

б) для измерения длины перемещения штока.

Зажимной винт предназначен для задания оптимального усилия зажима. Внутри корпуса размещается электронная плата, герметично закрытая крышкой.

— Встраиваемый динамограф ДВ-118 длядинамометрирования.

Динамометр устанавливается между траверсами канатной подвески ШГН и позволяет измерять абсолютное значение нагрузки на шток. Монтаж динамометра производится с помощью домкрата, без разгрузки подвески колонны штанг.

Динамограф обеспечивает выполнение следующих функций:

— измерение нагрузки на шток;

— измерение положения штока;

передача зарегистрированных значений на внешний контроллер

Система динамометрирования обеспечивает запись динамограмм, кривых утечек (тест клапанов), а также измерение нагрузки на полированный шток без записи замера.

Для записи динамограмм на полированный шток устанавливается накладной датчик динамометрирования. Для записи замера достаточно указать два последующих положения полированного штока в нижней точке.

Использование накладного датчика позволяет минимизировать время исследований, соответственно охватить контролем больший фонд скважин. Датчик легко устанавливается и снимается, при этом время остановки станка-качалки минимально, так как не требуется разгрузка канатной подвески.

Недостатком накладного датчика является то, что он не позволяет регистрировать абсолютные значения нагрузки. Таким образом, для регистрации полноценной динамограммы необходимо использовать межтраверсный датчик динамометрирования. Трудоемкость установки межтраверсного датчика значительно снижается при использовании специальных гидравлических траверсных домкратов. Использование домкратов обеспечивает плавное безударное разведение и сведение траверс и установку датчика.

Межтраверсный датчик выполняет прямое измерение нагрузки на штоке и, таким образом, регистрирует абсолютные значения нагрузки. Полученная динамограмма после передачи на компьютер позволяет выполнить качественный анализ работы оборудования.

Операторы проводят диагностирование состояния

глубиннонасосного оборудования системой динаметрирования.

Единственным способом диагностирования состояния штанговых глубинных насосов (ШГН) в процессе эксплуатации скважин без поднятия на поверхность является, как известно, динамометрирование.

Характерные режимы работы глубиннонасосной установки определяются по специфическим формам диаграмм.

Практические диаграммы скважин с результатами диагностики

глубиннонасосного оборудования, полученные на скважинах

ОАО «Татнефть» с помощью системы динаметрирования.

На рисунках 68 и 69 приведены практические динамограммы скважин, работающих в нормальных режимах. Такие динамограммы послеобразуют правильный параллелограмм, приблизительно совпадающий с теоретической динамограммой.

Рис.68. Динамограмма скважины № 1511, нормальный режим работы.

Рис.69. 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 70.

При низкой посадке плунжера (рис. 71) 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 поразному.

Линия восприятия нагрузки отодвигается 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.

Рис.70. Динамограмма скважины № 1602, высокая посадка плунжера.

Рис.71. Динамограмма скважины № 209, низкая посадка плунжера.

Рис.72. Динамограмма скважины № 8387, заедание плунжера в конце хода

На рисунке 73 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 (рис. 74). В этом случае эффективный ход плунжера практически отсутствует или несоизмеримо мал по сравнению с длиной хода штока, что значительно уменьшает количество добываемой жидкости.

Рис.73. Динамограмма скважины № 759, влияние пластового газа.

Рис.74. Динамограмма скважины № 8379, периодический срыв подачи пла-

стовым 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 (рис. 75).

Рис.75. Динамограмма скважины № 8121, утечки в нагнетательном клапане

и влияние пластового газа.

На месторождениях ОАО «Татнефть» и АНК «Башнефть» нередко встречаются скважины с большим количеством парафина, динамограммы которых имеют «яйцеобразную» форму (рис.76).

Нужно отметить, что к настоящему времени с помощью системы динамометрирования 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.

Рис.76. Динамограмма скважины № 123, отложения парафина.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Динамометрирование ШСНУ

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ.

Динамограмма работы штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике используются динамограммы по перемещению точки подвеса штанг.

Технические средства, применяемые для получения динамограмм:

· различные электронные системы динамометрирования, достоинством которых является возможность быстрого получения динамограмм непосредственно на устье с последующей расшифровкой на ЭВМ.

Принцип работы динамографа заключается в преобразовании нагрузки на подвеску колонны штанг в нагрузку, пропорционально действующую на записывающее устройство. Динамограф состоит из силоизмерительной части и записывающего устройства. Записывающее устройство может быть как графическим, так и электронным.

На рис. показана теоретическая динамограмма.

Рис. Теоретическая динамограмма ШСН

В настоящее время находят широкое применение электронные средства контроля и диагностики нефтедобывающих скважин. Динамографы серии СИДДОС обеспечивают автоматизацию контроля динамограмм типа «нагрузка – положение» в рабочем состоянии и при выходе ШСНУ на режим, а также контроль утечек (тест клапанов) по методу «линии потерь».

Источник

Динамометрирование установок

ИССЛЕДОВАНИЕ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН И ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

Контроль за работой глубинно-насосных скважин осуществляется глубинными исследованиями, динамометрированием скважин, отбором проб добываемой продукции. Исследования проводят при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q (Р) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров установки. По результатам исследований определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины.

Теоретические основы гидродинамических исследований скважин независимы от способа их эксплуатации. Технология исследований зависит от этого. Забойное давление можно определить либо с помощью глубинных манометров, либо по уровню жидкости с помощью эхолота.

Малогабаритные скважинные манометры диаметром 22¸25 мм спускают в кольцевой зазор между НКТ и обсадной колонной на проволоке через отверстия в эксцентричной планшайбе, которая позволяет подвесить трубы со смещением от центра скважины для увеличения проходного сечения межтрубного пространства. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы проволоки.

Для специальных исследований используются лифтовые скважинные манометры, спускаемые на НКТ.

Часто скважины, оборудованные ШСН, исследуют с помощью эхолота-прибора для замера уровня в скважине. По положению уровней и по известной плотности жидкости в скважине определяют пластовое и забойное давление. Суть процесса измерения-эхометрии в следующем. В трубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходный и отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы (рис. 3.18).

Лента перемещается с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Для измерения скорости звука недалеко от уровня жидкости на известном расстоянии от устья на трубах устанавливают репер-патрубок, подвешенный на муфте одной из труб и перекрывающий кольцевой зазор между обсадными и насосными трубами на 60¸65%.

Для целей исследования дебит скважины Q можно менять либо изменением длины хода штока (изменением места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), либо изменением числа качаний (смена диаметра шкива на валу электродвигателя привода СК).

Динамограф предварительно тарируют. На рис. 3.19 показана теоретическая динамограмма.

Рис. 3.19. Теоретическая динамограмма ШСН

Рис. 3.20. Принципиальная схема гидравлического динамографа

и его установки между траверсами канатной подвески:

1 – нить приводного механизма, 2 – шкив ходового винта, 3 – ходовой винт столика, 4 ‑ направляющие салазки столика, 5 – бумажный бланк, 6 – пишущее перо геликсной пружины, 7 – геликсная пружина, 8 – капиллярная трубка, 9 – силоизмерительная камера, 10 – нажимной диск, 11 – месдоза (верхний рычаг силоизмерительной части), 12 – рычаг (нижний) силоизмерительной части

Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса (рис. 3.21).

Рис. 3.21. Практические динамограммы работы ШСН:

В настоящее время находят широкое применение электронные средства контроля и диагностики нефтедобывающих скважин. Например, томское научно-производственное и внедренческое общество СИАМ разработало и наладило выпуск электронных динамографов серии СИДДОС и уровнемеров серии СУДОС с применением современной компьютерной техники и программного обеспечения.

Диапазон контролируемых уровней (20 ¸ 3000) м

Диапазон контролируемых давлений (0÷100) кгс/см 2

Емкость энергонезависимой памяти 149 измерений

Рабочий диапазон температур (-40 ÷ +50) 0 С

Динамографы серии СИДДОС обеспечивают автоматизацию контроля динамограмм типа «нагрузка – положение» в рабочем состоянии и при выходе ШСНУ на режим, а также контроль утечек (тест клапанов) по методу «линии потерь».

Результаты измерений (кроме непосредственной индикации) могут быть распечатаны на микропринтере, переданы в блок визуализации или в базу данных на персональном компьютере.

Характеристики динамографа СИДДОС-01

Диапазон контролируемых нагрузок (0÷10) тс

Диапазон контролируемых перемещений (0÷3,5) м

С темпом качаний (3÷8) кач/мин

Емкость энергозависимой памяти 80 динамограмм

Факторы, влияющие на производительность насоса

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водоносных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Производительность насоса зависит также от пригонки плунжера к цилиндру, износа деталей насоса, деформации насосных штанг и труб, негерметичности труб.

Теоретическая производительность ШСН равна

, м 3 /сут,

где 1440 – число минут в сутках;

Фактическая подача Q всегда 0 пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 поступает в центральную трубу 4 на прием насоса. Эффективность сепарации определяется соотношением скоростей жидкости и газовых пузырьков и конструктивным исполнением сепаратора (незащищенный открытый вход или дырчатый фильтр). В однотарельчатом якоре под тарелкой 6, обращенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют (объединяются), а сепарация газа происходит при обтекании тарелки и движения смеси горизонтально над тарелкой к отверстиям 2 в приемной трубе 4. Существуют и другие конструкции якорей, например зонтичные, винтовые.

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 ¸ 20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке – и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Выделяют 4 группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации:

При этом целесообразно обеспечить плановый запуск песочной скважины увеличением длины хода S, числа качаний n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 ¸ 25% от дебита).

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Условия выноса по А.Н. Адонину,

.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе (рис. 3.23).

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно‑песчано‑солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По А.М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заклинивания) противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с «карманом» для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заклинивания) или сочетать с песочным якорем.

Рис. 3.23. Принципиальная схема песочного якоря прямого действия:

1 – эксплуатационная колонна, 2 – слой накопившегося песка, 3 –корпус, 4 – приемная труба,5 – отверстия для ввода смеси в якорь.

4. Использование специальных насосов для песочных скважин.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на выворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки‑завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний n.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, как при фонтанной и газлифтной эксплуатации. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости. При небольшой интенсивности отложения парафина применяется наземная и подземная пропарка труб с помощью паропередвижной установки.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5 – 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб.

Источник