Содержание к диссертации
Введение
1 Современные информационно-измерительные системы динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами 12
1.1 Общие сведения о скважинах 14
1.2 Анализ контролируемых параметров и методов диагностики состояния штангового глубинного насоса 16
1.3 Обзор существующих информационно-измерительных систем динамометрирования штангового глубинного насоса
1.3.1 Анализ патентов 22
1.3.2 Отечественные и зарубежные контроллеры штанговых глубинных насосов 28
Выводы по главе 1 45
2 Разработка информационно-измерительной системы динамометрирования 46
2.1 Основные требования, предъявляемые к информационно-измерительным системам динамометрирования 46
2.2 Система «ДДС»
2.2.1 Выбор места установки измерительного преобразователя усилия 51
2.2.2 Выбор измерительного преобразователя для измерения параметров движения штока 52
2.2.3 Назначение и состав системы «ДДС» 57
2.2.4 Характеристики системы «ДДС» 62 Выводы по главе 2 66
3 Разработка программного обеспечения информационно-измерительной системы динамометрирования 66
3.1 Диагностирование состояния глубинно-насосного оборудования
3.1.1 Диагностика по устьевой динамограмме 67
3.1.2 Диагностика по плунжерной динамограмме 74
3.2 Оценка дебита скважины 75
3.2.1 Оценка дебита с помощью измерительных устройств 75
3.2.2 Оценка дебита по ваттметрограмме 77
3.2.3 Оценка дебита по динамограмме
3.3 Основные требования, предъявляемые к программному обеспечению информационно-измерительных систем динамометрирования 79
3.4 Назначение и возможности программы «DinamoGraph»
3.4.1 Алгоритм диагностирования состояния штангового глубинного насоса по характерным симптомам 83
3.4.2 Методики оценки дебита по динамограмме 89
3.4.3 Автоматизация определения положения ВМТ/НМТ
на динамограмме 93
Выводы по главе 3 96
4 Моделирование динамограммы штангового насоса 98
4.1 Постановка задачи и описание алгоритмов 100
4.1.1 Аналитический алгоритм расчета динамограммы 101
4.1.2 Итерационный алгоритм расчета динамограммы 104
4.1.3 Учет сил сопротивления при движении штанг 106
4.2 Моделирование нагрузок на плунжере 107
4.2.1 Нормальная работа насоса 108
4.2.2 Утечки в клапанах ПО
4.2.3 Недостаточный приток 115
4.2.4 Запаздывание закрытия нагнетательного клапана 116
Выводы по главе 4 117
5 Экспериментальные испытания программного обеспечения информационно-измерительной системы динамометрирования штангового глубинного насоса 118
5.1 Выявление причины отсутствия подачи на скважине 118
5.2 Исследование динамики изменения состояния скважины 119
5.3 Оценка достоверности различных методик оценки дебита в программе «DinamoGraph» 121
5.4 Сравнение значений дебитов, полученных по различным методикам, в программе «DinamoGraph» 125
5.5 Внедрение системы «ДДС» 127
5.6 Экономическая эффективность внедрения информационно-измерительных систем динамометрирования штангового глубинного насоса 127
Выводы по главе 5 128
Заключение 130
Список используемой литературы
- Анализ контролируемых параметров и методов диагностики состояния штангового глубинного насоса
- Выбор измерительного преобразователя для измерения параметров движения штока
- Оценка дебита с помощью измерительных устройств
- Аналитический алгоритм расчета динамограммы
Введение к работе
Актуальность
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.
Цель работы - разработка информационно-измерительной системы динамометрирования скважин, оборудованных ШГН и ее программного обеспечения с функцией диагностирования состояния ШГН по динамограмме.
Задачи исследования
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.
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:
ИИС динамометрирования ШГН, а именно - система «ДДС» (диагностирование по динамограмме скважины).
Алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы.
Алгоритм расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере ШГН.
Научная новизна результатов
Разработана ИИС динамометрирования ШГН - система «ДДС», адаптированная для станков-качалок и установок с цепным приводом и отличающаяся от известных возможностью автоматизированной обработки данных, полученных без использования измерительного преобразователя положения верхней/нижней «мертвых» точек.
Разработан алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы, отличающийся от известных тем, что значения симптомов определяются как отклонения диагностируемой динамограммы от теоретической и соответствуют видам неисправностей, а не являются параметрами некоторых выделенных признаков, полученных в результате какого-либо преобразования общего вида динамограммы. Указанная особенность разработанного алгоритма позволяет диагностировать одновременно несколько видов неисправностей ШГН.
З Предложен и разработан алгоритм расчета устьевой динамограммы, отличающийся от известных тем, что исходными данными являются усилия на плунжере, смоделированные для различных условий работы ШГН, что позволяет обосновать наличие характерных симптомов и диапазоны их значений при диагностике состояния ШГН по виду устьевой динамограммы.
Практическая ценность и внедрение результатов работы
Практическую ценность разработанной системы динамометрирования скважин представляют:
Разработанная ИИС динамометрирования ШГН - система «ДДС», внедренная в системе автоматики и управления штанговым глубинно-насосным оборудованием ОАО «Татнефть» и обеспечивающая оперативный контроль состояния ШГН.
Программа, реализующая алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы (программа для ЭВМ №2004611544 «DinamoGraph»). Применение данного алгоритма дополняет известный ранее перечень диагностируемых по динамограмме неисправностей и обеспечивает распознавание динамограмм, имеющих признаки нескольких видов неисправностей ШГН, что позволяет более эффективно эксплуатировать скважины.
Программа, реализующая алгоритм расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере. Программа позволяет проводить расчеты в широких диапазонах изменения геометрических параметров и условий работы ШГН с целью уточнения диагностики состояния ШГН по виду устьевой динамограммы.
Результаты экспериментальных исследований, которые подтвердили адекватность разработанного алгоритма диагностирования состояния ШГН экспертным оценкам специалистов-технологов.
Апробация работы
Основные положения проведенных исследований и результаты работы докладывались и обсуждались: на XV научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Москва, 2003); 3-й Международной научно-технической конференции «Информационные технологии и системы: Новые информационные технологии в науке, образовании, экономике» (Владикавказ, 2003); XVI научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Москва, 2004); Региональной научно-практической конференции «Информационные технологии в профессиональной деятельности и научной работе» (Йошкар-Ола, 2005).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 работах, в том числе 9 научных статьях, из них 3 - в рецензируемых
изданиях из списка ВАК, 4 - в виде тезисов докладов и 1 свидетельство Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа изложена на 147 страницах машинописного текста и включает в себя введение, 5 глав основного материала, заключение, 72 рисунка, 13 таблиц, библиографический список из 104 наименований и приложения.
Анализ контролируемых параметров и методов диагностики состояния штангового глубинного насоса
Отличительной особенностью контроллера ТК-166 является то, что в нем реализовано ваттметрирование с отлаженным алгоритмом определения таких характеристик как: перегрузка по току, отклонение напряжения от нормы, перекос фаз, отклонение частоты питающего напряжения, коэффициент гармоник, коэффициент мощности, обрыв и проскальзывание ремней, биение в редукторе, разбаланс противовесов, и других. Станция укомплектовывается также элементами систем динамометрирования ДДС-04. Возможность станции управления типа АСУС-02 совмещать функции ваттметрирования и динамометрирования является важным достоинством, поскольку повышает достоверность диагностики режима работы установки и выявления неисправностей.
Кроме перечисленных выше, контроллер ТК-166 обладает следующими возможностями: - точная автоматизированная балансировка станка-качалки; - подсчет потребленной электроэнергии; - определение производительности скважинной установки по динамо-грамме; - оценка динамики изменения дебита скважины; - часовой (за последние 24 ч) и суточный (за последние 30 сут) архивы дебита; - автоматическое управление откачкой в периодическом режиме; - программируемая задержка автоматического включения при пропадании напряжения в сети; - автоматическое выключение при аварийных ситуациях; - построение динамограмм расчетным и экспериментальным способами; - графики изменения во времени параметров (тренды); - отчеты текущего состояния и последнего аварийного отключения; - интеграция в SCADA-системы. Разработчики станции управления фирмы «Шатл» использовали контроллер RTU188 Fastwel, спроектированный специально для автоматизации процессов нефтедобычи (рисунок 1.21).
Платы серии RTU188 были предложены фирмой Fastwel в 2000 г. Изделия представлены линейкой специализированных IBM PC совместимых мик-ронтроллеров с расширенными функциями ввода-вывода. Все платы этой серии содержат процессор AMD 188/40 МГц, статическое ОЗУ объемом 512 кбайт и флэш-память объемом 512 кбайт, из которых 256 кбайт доступны для данных и программ пользователя. Распределение пространства адресов памяти и адресов пространства ввода-вывода, система аппаратных прерываний и прямого доступа к памяти платы RTU188 в значительной мере соответствуют стандартной архитектуре PC. Платы совместимы с IBM PC на уровне ROM BIOS и работают под управлением операционной системы, совместимой с MS-DOS 6.22.
В зависимости от исполнения плат, контроллер может содержать изолированный порт аналогового ввода, а также порт расширения ввода-вывода UNI048, который совместим по выходным контактам и управлению с модулем UNI048-5. В этом модуле используются программируемые логические микросхемы ПЛИС (программируемая логическая интегральная схема) и технология In System Programmable, что позволяет изменять алгоритм работы модуля непосредственно в системе без выключения питания; существует возможность использовать большой набор базовых «прошивок» или заказать разработку «прошивок», оптимизированных для конкретных применений.
Ориентация на промышленные встраиваемые приложения определила особенности конструкции микроконтроллеров серии RTU188. Все платы серии компактны и имеют одинаковые габаритные размеры 213x96 мм. Монтируются модули RTU188 на DIN-рельс или на панель. В таблице 1.3 делается сравнение характеристик отечественных контроллеров ШГН. По итогам сравнения можно сделать следующие выводы: 1) большинство отечественных контроллеров работают с цифровыми ИГТ динамометр ирования; 2) во многих системах предусмотрен контроль ваттметрограмм; 3) практически все контроллеры не поддерживают управление частотным преобразователем; 4) в отечественных контроллерах отсутствуют встроенные средства ввода/вывода информации непосредственно на скважине - дисплеи и клавиатуры.
Сравнивая зарубежные и отечественные системы автоматизации ШГН, можно заключить: 1) выполняемые функции анализа динамограмм зарубежных и отечественных систем аналогичны, отличаются лишь алгоритмы их реализации; 2) в зарубежных системах используются пассивные ИП усилия. Практически все отечественные контроллеры работают с современными ИП, имеющими цифровой либо токовый выходной сигнал; 3) в зарубежных контроллерах предусмотрена функция управления частотным регулятором - есть соответствующий выходной сигнал и заложены необходимые алгоритмы управления. Из отечественных разработчиков только фирма «Шатл» имеет опыт управления частотно-регулируемым электроприводом цепной установки. Очевидно, это объясняется тем, что в настоящее время стоимость частотных регуляторов является слишком высокой для массового оснащения ими всего фонда скважин; 4) в большинстве отечественных систем помимо динамометрирования производится еще контроль электрических параметров - ваттметрирование, тогда как в зарубежные контроллерах (например, производства «Lufkin Automation» [40]) эта функция, как правило, отсутствует;
Выбор измерительного преобразователя для измерения параметров движения штока
Как уже было сказано выше, самым информативным методом контроля скважин, оборудованных глубинно-насосными установками, на сегодняшний день остается динамометрирование, так как оно позволяет получить свыше трех десятков различных параметров о состоянии глубинно-насосного оборудования без его подъема. Поэтому получение динамограмм -обязательное требование всех нормативных документов, предъявляемых к АСУ ТП промысла [18...20].
Если до недавнего времени расшифровка (диагностика) динамограмм проводилась вручную оператором [62], то сегодня актуален вопрос о возложении этих функций на ПО, которое является неотъемлемой частью любой системы динамометрирования.
Данная глава содержит: - перечень основных требований, предъявляемых к ПО систем динамометрирования; - описание алгоритма диагностирования состояния СШНУ; - описание методик оценки дебита СІПНУ в ПО «DinamoGraph»; - описание алгоритмов определения положения ВМТ/НМТ на динамограмме.
Одними из первых в своих работах описали алгоритмы диагностирования состояния СШНУ по динамограммам и ваттметрограммам чл. корр. АН АзССР Т. М. Алиев, канд. техн. наук В. Р. Костанян и д-р техн. наук А. А. Тер-Хачатуров [63 64]; а также Л. Н. Раджабова и Б. М. Сухолуцкий [65]. Одним из недостатков разработанных алгоритмов являлась зависимость результатов диагностирования от искажающего сдвига фаз между сигналами усилия и хода, возникающего как при передаче амплитудных сигналов по линиям связи, так и при неверном монтаже ИП.
О. А. Бобылев в своих работах предлагает диагностировать скважинное оборудование, определяя коэффициенты подачи и наполнения насоса, величину утечек и удлинение колонны штанг и труб [66, 67].
В последние годы становится популярным применение для идентификации состояния глубинного насоса нейронных сетей [68, 69]. Динамограммы классифицируются по виду неисправностей, и каждому классу соответствует своя нейронная сеть. Эффективность применения этого метода снижается за счет большого времени, необходимого для обучения, и необходимости хранения обучающей выборки значительных размеров.
Утечки жидкости в нагнетательной части насоса (рисунок 3.1). Динамограмма при этом имеет следующий вид: - 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, в отличие от случая нормальной работы насоса. ИСЭИ
- Вид теоретической и практической динамограмм при утечках в нагнетательной части насоса 3.1.1.2 Утечки жидкости во всасывающей части насоса (рисунок 3.2). Характерные особенности динамограммы насоса следующие: - процесс снятия нагрузки изображается наклонной линией, угол наклона которой к нулевой меньше, чем у линии снятии нагрузки при нормальной работе насоса, и меньше, чем угол наклона линии восприятия нагрузки; - левый нижний угол динамограммы закруглен; - линии восприятия нагрузки идет более круто, в отличие от случая нормальной работы насоса; - при остановленном станке-качалке повторно прочерченная линия веса штанг перемещается к линии веса штанг в жидкости.
При одновременных утечках жидкости во всасывающей и нагнетательной части насоса динамограмма приобретает вид, более схожий с видом динамограммы при наличии только одной утечки - в нагнетательной или всасывающей части насоса. Характерной особенностью одновременных утечек является закругление левого нижнего и правого верхнего углов.
Утечка жидкости из НКТ. Этот вид утечки не придает динамограмме какой-либо специфический вид. Однако если место утечки находится настолько ниже устья скважины, что изменение высоты столба жидкости в трубах способно вызвать заметные изменения нагрузки на полированном штоке, то ее наличие можно установить с помощью динамографирования. Для этого при остановленном станке-качалке несколько раз прочерчивают линию максимальной нагрузки в течение 10... 15 мин. Если эта линия при повторной записи не совпадает с первой, то можно говорить о наличии утечек через НКТ.
Откачка жидкости с газом (рисунок 3.3). Динамограммы имеют следующие характерный вид: - линия снятия нагрузки представляет собой кривую с той или иной кривизной, выпуклость которой обращена влево или вверх; - процесс снятия нагрузки протекает медленно, вследствие чего открытие нагнетательного клапана происходит позже, чем при нормальной работе насоса; - левый нижний и правый верхний углы динамограммы острые; - в случае значительного газосодержания смеси процесс восприятия нагрузки изображается линией, несколько отклоняющейся вправо от теоретической; - линии снятия и восприятия нагрузки параллельны.
Низкая посадка плунжера (рисунок 3.4). При ударах плунжера или штанг при ходе вниз, в зависимости от скорости посадки плунжера на преграду, ее жесткости и расстояния от преграды до истинного значения крайнего положения, снижение нагрузки и последующий набор этой нагрузки на динамограмме записываются несколько по-разному. Если удар не резкий, нагрузка снижается плавно, посадка плунжера записывается в виде петли в нижнем левом углу динамограммы (рисунок 3.4, а). Линия восприятия нагрузки отодвигается вправо от своего нормального положения. При резких снятиях нагрузки (рисунок 3 А, б, в) петля может иметь несколько перехлестов. Петля удара располагается ниже линии статического веса штанг. При ударах плунжера полезная длина его хода уменьшается на длину горизонтальной проекции петли.
Оценка дебита с помощью измерительных устройств
Следует отметить, что разработанные методики не претендуют на использование их в рамках ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» [76], но позволяют оценить работу скважины.
В результате практических исследований (см. главу 5) было установлено, что формула (3.5), с учетом вышеобозначенных поправок, может использоваться для оценки дебита СШНУ. 3.4.3 Автоматизация определения положения ВМТ/НМТ на динамограмме
Неточная фиксация положения ВМТ/НМТ и конца динамограммы, особенно при «ручных» замерах с помощью МСИ (без использования ИП положения), приводит к неправильному определению числа качаний, искажению формы динамограммы, а, следовательно, к неточной оценке дебита и неверной диагностике ШГН.
Программа динамометрирования ШГН «DinamoGraph» позволяет проводить корректировку положения ВМТ/НМТ на динамограмме за счет добавления, убавления и смещения точек на границах замеренных данных. Для этого на вкладке «Коррекция данных» находится группа переключателей «Сдвиг границ динамограммы» и кнопок для изменения количества точек (рисунок 3.22).
Однако, в случае большого количества динамограмм, такая коррекция данных достаточно утомительна и требует некоторого опыта пользователя, особенно в случае недостаточного количества точек. Для решения указанной проблемы предложено автоматизировать процесс коррекции данных - после замера динамограммы за время, несколько превышающее два периода (что достаточно просто реализуется при «ручном» замере) используется алгоритм расчета периода, а затем алгоритм определения положения ВМТ/НМТ на динамограмме.
Алгоритм расчета периода. Данный алгоритм заключается в следующем: часть динамограммы (40% от начала) сдвигается вправо, с подсчетом, при каждом сдвиге на одну точку, суммы абсолютных отклонений нагрузок данной части от замеренной (рисунок 3.23). Положение, при котором сумма отклонения наименьшая, соответствует сдвигу на период. Если средняя сумма отклонений нагрузок, нормированная по высоте динамограммы больше 10%, то период не определяется. Данный случай реализуется, например, при времени замера, меньшего, чем два периода, а также при существенном изменении формы динамограммы во втором периоде.
Алгоритм расчета начала динамограммы. Анализ замеренных динамограмм показывает, что в подавляющем большинстве динамограмм положение НМТ близко к соответствующей линии теоретической динамограммы. Однако имеются динамограммы, например «запарафиненные», в которых положение НМТ близко к среднему участку роста нагрузки (рисунок 3.24). Таким образом, необходимо разработать алгоритм определения положения ВМТ/НМТ, учитывающий указанную особенность для различных видов динамограмм, а именно:
Интуитивно понятно, что алгоритм определения положения НМТ, а значит и ВМТ (с учетом того факта, что для уравновешенных СШНУ время прохождения ВМТ делит период пополам), должен быть связан с определением наибольшей площади, очерчиваемой графиком динамограммы. В случае а) предложен алгоритм расчета площади с подвижной «нулевой» линией (относительно которой определяется площадь динамограммы), а в случае б) - алгоритм расчета площади с неподвижной «нулевой» линией (рисунок 3.25).
Точка, определяющая подвижную «нулевую» линию для первой части периода, есть предполагаемая НМТ - начало динамограммы, а для второй части периода «нулевая» линия определяется в ВМТ. Отметим, что в данном случае «нулевая» линия зависит от номера первой точки на динамограмме, т.е. подвижна.
Во втором алгоритме расчета площади, неподвижной «нулевой» линией является горизонтальная линия, соответствующая наименьшему значению нагрузки в первой части периода и наибольшему значению нагрузки во второй части, и, следовательно, ее положение не изменяется для различных значений точек отсчета начала динамограммы (предполагаемых НМТ).
Смещая точку, определяющую начало динамограммы, рассчитываем различные значения площадей за период. За истинное положение НМТ принимается начальная точка, соответствующая наибольшему значению площади среди всех площадей, рассчитанных за период.
Аналитическими расчетами нетрудно показать, что при развертке теоретической динамограммы по перемещению полированного штока максимальной площади соответствуют: в случае расчета площади с подвижной «нулевой» линией - точка А (рисунок 1.3), а в случае расчета площади с неподвижной «нулевой» линией - точка в середине линии роста нагрузки.
Проведенные численные эксперименты на более чем ста замеренных двойных динамограмм показали, что расчеты по разработанному алгоритму позволяют практически точно определить начало динамограммы (НМТ), что недостижимо при «ручных» замерах с помощью МСИ-07, особенно в сложных случаях «запарафиненных» скважин (рисунок 3.26).
Аналитический алгоритм расчета динамограммы
В ходе следующих исследований, проведенных на Забегаловском месторождении ОАО «Белкамнефть» (Удмуртия), на скважину был установлен стационарный ИП усилия системы «ДДС». Динамограммы записывались каждые 5 минут во внутреннюю память контроллера клапа(производство НЛП «Грант») в течение 20 часов. Позже данные были считаны в компьютер и обработаны ПО «DinamoGraph». Исследование состояло из следующих этапов: 1) автономная запись динамограмм в память контроллера с последующим считыванием их в компьютер; 2) диагностирование состояния глубинно-насосного оборудования. В ходе автономной работы контроллера за 20 часов были получены 234 динамограммы. На рисунке 5.2 представлена выборка из 10 динамограмм, измеренных с интервалом в 2 ч и наложенных друг на друга. Заключение по всем снятым динамограммам в ПО «DinamoGraph» показало наличие утечек в приемном не, что было подтверждено специалистами Забегаловского месторождения.
На рисунке 5.3 приведен график изменения дебита, рассчитанного в программе «DinamoGraph», по всем снятым динамограммам.
Как видно из этого графика, величина Q меняется, однако разница в дебитах, измеренных по двум динамограммам, снятым одна за другой, не превышает 0,6 м3/час или менее 1 % от среднего значения дебита по всем замерам, равного 6,9 м3/сут.
Рассчитанный в программе «DinamoGraph» по одной из методик дебит скважины составил в разное время суток от 5,7 до 7,8 м /сут. Данные по ГЗУ для этой скважины 10,6 м3/сут. При этом нужно учитывать следующие факты: - данные по ГЗУ отражают только текущее значение дебита на момент подключения скважины на замер и никак не среднесуточный дебит, как раз представляющий наибольшую важность для нефтяников. для получения корректного значения дебита в программе «DinamoGraph» необходимо правильно ввести коэффициент коррекции дебита по эталону Ккорр. Этот коэффициент определяется в начале ввода скважины в эксплуатацию и вычисляется по формуле: Ккорр = Qcp/Cbr, (5.1) где С - определяется по формуле (3.5); СЬт - значение дебита данной скважины, полученное с помощью какого-либо эталонного средства измерения, например, ГЗУ. 1) система «ДДС» обеспечивает автономную запись динамограмм в собственную память контроллера, что позволяет отследить динамику изменения состояния скважины; 2) применение системы «ДДС» для контроля дебита позволяет, в совокупности с ГЗУ, получить не только значение дебита во время подключения скважины на замер, но и вычислить среднесуточный дебит скважины.
Было проведено два эксперимента по оценке дебита скважин, на которых была установлена система «ДДС».
В первом эксперименте специалистами НГДУ «Елховнефть» был произведен анализ значений дебита скважин, полученных посредством системы «ДДС», СКЖ, УМИ и ГЗУ. Для этого был произведены измерения дебитов скважин всеми имеющимися средствами замера. Данные представлены в таблице 5.1, где QT - теоретическая производительность скважины, рассчитанная по формуле 3.3.
Величины расхождений в значениях дебита, полученного посредством «ДДС» и с помощью различных средств замера, выраженные в процентах, представлены в таблице 5.2. Там же для сравнения показано, на сколько отличается теоретический дебит скважины от показаний СКЖ, УМИ и ГЗУ.
В таблице 5.3 показаны средние значения погрешностей расхождения.
Перед тем, как сделать анализ данных, приведенных в таблицах 5.1...5.3, рассмотрим «Методику определения коэффициентов замеряемости и работоспособности средств измерений добывающих скважин» [99], принятую в ОАО «Татнефть» в 2005 году.
Средняя погрешность расхождения 22,2 31,4 22,7 12 15,6 68,5 Согласно этой методике формула по определению допустимой максимальной погрешности при отбраковке замеров представлена в виде логарифмической функции Y = 10-(log1/3x + 5), (5.2) где Y - погрешность, %; х - дебит, м3/сут. Зависимость максимально допустимой погрешности Y от величины дебита, рассчитанная по формуле (5.1), показана на рисунке 5.4. Недостоверными считаются замеры дебитов скважины, отличающиеся от фактического (по замерам предыдущего месяца) 124 технологического дебита и утвержденного на текущий месяц на величину, превышающую допустимую погрешность, рассчитанную по формуле (5.2).
Теперь, учитывая диаграмму, приведенную на рисунке 5.4, сделаем анализ результатов, представленных в таблицах 5.1.. .5.3,: - значения дебитов, полученных посредством различных средств замера, в большинстве случаев, отличается от теоретической производительности скважины; - показания по СКЖ и ГЗУ менее отличаются от показаний по «ДДС», чем от QT (таблица 5.3); - 80% всех замеряемых скважин, представленных в таблице 5.1, являются малодебитными (среднесуточный дебит менее 10 м /сут), а для таких скважин сильно возрастает максимально допустимая погрешность измерения производительности всеми средствами измерений. Вывод: на сегодняшний день ни одно из существующий средств замера дебита не может быть принято в качестве эталонного. При следующем эксперименте на одной из скважин НГДУ «Елховнефть» в течение месяца регистрировались динамограммы, по которым замерялся дебит посредством СКЖ и «ДДС». Результаты эксперимента показаны на рисунке 5.5.
Различия в значениях дебитов объясняется нестабильностью работы скважины: изменением нагрузки на полированный шток, обводненности продукции, динамического уровня, насыщенности откачиваемого флюида газом и т.д.
По рисунку 5.5 отчетливо просматривается корреляция значений дебита, рассчитанных по данным «ДДС», и данных по СКЖ. Если принять последнее за эталонное средство замера, то для получения достоверных данных по дебиту, измеренному по динамограмме, достаточно ввести поправочный коэффициент.
Замеры дебитов были проведены на 25 скважинах НГДУ «Елховнефть». В таблице 5.4 приведены эталонные значения дебита СЪт (формула (5.1)) и величины Qcj , Qrm, СЬФ рассчитанные по формулам (3.5), (3.6), (3.7), соответственно.
