Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ работ в области повышения надежности скважинного оборудования 8
1.1 Анализ основных показателей надежности глубинно-насосного оборудования 8
1.2 Методы исследования показателей эксплуатационной надежности 14
1.3 Современные способы обеспечение работоспособности глубинно-насосного оборудования 19
2 Исследование эксплуатационной надежности скважинного оборудования в наклонно-направленных скважинах 28
2.1 Проверка однородности распределения отказов для скважинного оборудования 28
2.2 Определение теоретического закона распределения отказов для скважинного оборудования 31
2.3 Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы УШСН 38
2.3.1 Исследование влияния геолого-промысловых параметров скважин на интенсивность отказов УШСН 38
2.3.2 Исследование влияния искривления скважин на интенсивность отказов УШСН 42
2.3.3 Исследование влияния режима работы на интенсивность отказов УШСН 54
2.4 Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы УЭЦН 60
2.4.1 Анализ отказов электроцентробежных установок 60
2.4.2 Исследование влияния геолого-промысловых параметров скважин на интенсивность отказов УЭЦН 64
2.4.3 Исследование влияния искривления скважин на интенсивность отказов УЭЦН 67
2.4.4 Исследование влияния режима работы на интенсивность отказов УЭЦН 74
Выводы по разделу 2 80
3 Моделирование технико-экономических показателей обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок 81
3.1 Алгоритм определения оптимальных периодов проведения технического обслуживания и ремонта скважин 81
3.2 Алгоритм технико-экономической оценки эффективности применения аварийно-плановых ТОР на скважинах 84
3.3 Численное моделирование технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта УШСН 86
3.4 Численное моделирование технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта УЭЦН 104
Выводы по разделу 3 121
4 Раннее диагностирование показателей работы глубинно-насосного оборудования 122
4.1 Алгоритм метода потенциальных функций 122
4.2 Прогнозирование типоразмера и режима работы УШСН 125
4.3 Прогнозирование типоразмера и режима работы УЭЦН 149
Выводы по разделу 4 170
Основные выводы и рекомендации 171
Список использованных источников 172
- Анализ основных показателей надежности глубинно-насосного оборудования
- Проверка однородности распределения отказов для скважинного оборудования
- Алгоритм определения оптимальных периодов проведения технического обслуживания и ремонта скважин
- Прогнозирование типоразмера и режима работы УШСН
Введение к работе
Актуальность работы
Современное состояние нефтедобычи в Западной Сибири требует решения задач, связанных с оптимизацией работы механизированного фонда и повышения надежности скважинного оборудования. Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений Западной Сибири является разбуривание их исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами (ННС). Наклонно направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти. К другим осложняющим факторам эксплуатации относятся сравнительно большая глубина залегания пластов, высокое содержание воды и газа, отложения парафина и неорганических солей, образование высоковязких эмульсий.
При эксплуатации глубинно-насосных установок в осложненных условиях актуальной задачей является повышение надежности их работы. Максимальное увеличение показателей эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок достигается не только совершенствованием традиционных технических средств механизированной добычи (электроцентробежных и скважинных штанговых насосов), но и внедрением новых прогрессивных способов анализа и обработки промысловой информации.
Современные информационные технологии и вычислительная техника позволяют с большей достоверностью решать задачи повышения надежности работы глубинно-насосного оборудования на основе применения методов математического моделирования, теории вероятности и теории надежности.
Цель работы - исследование основных показателей надежности глубинно-насосных установок и моделирование эффективности системы технического обслуживания скважин в условиях Кальчинского месторождения.
Основные задачи исследований:
анализ влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок;
численное моделирование технико-экономических показателей применения системы технического обслуживания и ремонта скважин для различных типов глубинно-насосных установок;
разработка метода подбора скважинного оборудования на основе раннего диагностирования показателей работы глубинно-насосных установок;
определение пороговых значения геолого-промысловых и технологических параметров скважин, обеспечивающих эффективную работу глубинно-насосных установок;
разработка методики оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок на основе методов распознания образцов.
Методы решения задач
При решении поставленных задач были использованы методы математической статистики, теории вероятности и теории надежности. Решение задач осуществлялось на основе обработки фактических промысловых данных по работе скважин Кальчинского месторождения.
Научная новизна
На основе обработки промысловой информации впервые установлены закономерности влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок.
Разработан новый метод подбора типа и режима работы глубинно-насосных установок на основе расчета диагностических коэффициентов.
Впервые, для условий Кальчинского месторождения, произведено моделирование системы технического обслуживания глубинно-насосных установок и установлены оптимальные параметры проведения ремонтных работ.
4 Предложена методика оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок с применением метода потенциальных функций. Практическая ценность работы
На базе расчета диагностических коэффициентов предложены диаграммы для выбора типа и режима работы глубинно-насосных установок.
Разработано методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы в условиях Кальчинского месторождения.
Разработан программный комплекс по моделированию технико-экономических показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин.
Разработан программный продукт, позволяющий определять остаточный ресурс глубинно-насосных установок с помощью метода потенциальных функций.
Реализация результатов работы
На основе полученных результатов исследования разработано и внедрено методическое руководство по выбору режимов работы глубинно-насосных установок и повышению их надежности. Годовой экономический эффект от внедрения методического руководства на Кальчинском нефтяном месторождения составил 3,54 млн. руб.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались на третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета, «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», Тюмень, 2002г.; на научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко, «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», Тюмень, 2002г; на
международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения», Самара, 2002г; на научно-практической конференции «Геолого-промысловые исследования скважин и пластов», Тюмень, 2003 г; на областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности», Тюмень, 2003г; на первой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений», Тюмень, 2003г; на международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и энергетике», Тюмень, 2003г.
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 19 печатных работ и одно методическое руководство.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 111 наименований и приложения. Работа изложена на 192 страницах печатного текста, содержит 18 таблиц и 76 рисунков.
Автор выражает благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору, академику РАЕН Кучумову Р.Я., сотрудникам кафедры "Моделирования и управления процессами нефтегазодобычи" ТюмГНГУ и ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» за научные консультации и ценные замечания при выполнении диссертационной работы.
Анализ основных показателей надежности глубинно-насосного оборудования
Основа теории глубинно-насосного способа добычи нефти была разработана в 40-50 годы прошлого столетия. Глубинно-насосная эксплуатация скважин относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, процессам. Данный факт обусловлен наличием большого количества взаимосвязанных параметров, изучение и контроль которых сложно осуществить. Необходимость одновременного регулирования довольно большого количества параметров, затрудняет комплексное решение проблемы работы фонда скважин.
В процессе эксплуатации скважин, одной из основных задач, является обеспечения их надежной работы. Под надежностью следует понимать свойство технических устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах, в течение требуемого промежутка времени или требуемой наработки в определенных условиях эксплуатации [1].
Отличительной особенностью решения вопросов надежности для систем нефтедобычи является сложная связь конструктивной надежности элементов системы и ее подсистем с технологическими особенностями разработки месторождений. При построении моделей расчета надежности для нефтепромыслового оборудования, следует учитывать отказы систем, подсистем, элементов. Разделение объектов на системы, подсистемы и элементы зависит от их выбора и степени подробности их рассмотрения. Например, при глубинно-насосной добыче в качестве отдельных подсистем следует брать подсистемы «Наземное оборудование», «Подземное оборудование» и «Колонна штанг». Указанные подсистемы, в свою очередь, состоят из элементов. Эксплуатация насосных установок прекращается при их полной потери работоспособности, обуславливаемой либо невозможностью ее продолжения (аварийное состояние), либо нецелесообразностью по причинам техническим, технологическим, экономическим, техники безопасности, охраны окружающей природы, либо необходимостью проведения технического обслуживания, плановых ремонтов, исследовательских работ. Нефтепромысловое оборудование может находиться также в состоянии частичного отказа, т.е. в состоянии, когда система функционирует с пониженной производительностью. С другой стороны, полные отказы элементов приводят к частичному отказу системы. Таким образом, взаимосвязь отказов элементов и систем весьма сложна из-за многообразия объективных и субъективных причин, характера проявления и последствий и зависит от структурной схемы каждой системы [2].
Выход из строя одних элементов не всегда приводят к отказам других элементов. В этом случае отказы подразделяются на зависимые и независимые. Например, обрыв колонны штанг приводит к полному отказу скважины (зависимый отказ). Отказ одной скважины, как правило, не приводит к отказу других скважин (независимый отказ). Кроме того, по характеру возникновения отказы подразделяют на внезапные и постепенные.
Наличием в системе дефектных элементов, ошибки обслуживающего персонала, а также осложненными условиями работы могут приводить к внезапным отказам системы [3]. В технических системах, как показывает статистический анализ отказов, большинство внезапных отказов происходит с постоянной интенсивностью на всем периоде эксплуатации. Однако и в таких системах есть элементы, обладающие наибольшим диапазоном стойкости по отношению к условиям окружающей среды, а также элементы и механизмы, износостойкость которых со временем ухудшается, и которые эксплуатируются вплоть до отказа. В настоящее время существует мнение, что внезапные отказы не поддаются прогнозированию. На самом же деле, резкие скачкообразные изменения параметров всегда сопровождаются предшествующим им постепенным изменением физико-химических свойств материалов, из которых изготовлен тот или иной элемент системы.
Постепенные отказы систем обусловлены медленными изменениями параметров тех или иных элементов, входящих в их состав. Они могут быть вызваны или слишком большими отклонениями параметров элементов, или ошибками в определении допусков на эти параметры. Однако, несмотря на это, закон произведения вероятностей безотказной работы элементов неприменим, так как отклонения выходного параметра от своего номинального значения, вызванные влияющими на них элементами, взаимозависимы. Таким образом, выходной параметр системы может оказаться близким к своему номинальному значению, даже если отклонения параметров отдельных элементов вызывали бы отклонение выходного параметра от этого значения. Строго говоря, постепенные изменения параметров элементов системы должны приводить к изменению режимов работы других элементов и, следовательно, к изменению вероятностей отказов элементов, подверженных внезапным выходам из строя.
Основные характеристики элементов при внезапных отказах превышают допустимые значения за короткий срок, скачкообразно (обрыв колонн штанг). При постепенных отказах основные характеристики изменяются в течение значительного времени (обводнение скважин, процесс старения оборудования). Постепенное изменение характеристик может привести к внезапному отказу (процесс старения колонны штанг).
Проверка однородности распределения отказов для скважинного оборудования
На основе обработки данных эксплуатации скважин на месторождениях Башкирии установками ШСН и ЭЦН установлено, что их отказы подчиняются распределению Вейбулла. Исследованы вероятности безотказной работы установок в зависимости от интенсивности искривления ствола скважин и от типоразмеров насосов в малодебитных и высокодебитных скважинах. Решена задача диагностирования надежности установок ШСН с применением диагностической процедуры Вальда [2].
В работе [7] была приведена схема выбора оптимальной стратегии организации и проведения ТОР на скважинах. Расчеты производились по данным трех нефтедобывающих объединений (АНК «Башнефть», ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз»). В данных исследованиях была проведена оценка оптимальных периодов ТОР, экономической эффективности системы обслуживания и резервирования элементов нефтепромысловых установок. Как отмечается в работе, промысловый опыт проведения ТОР показывает, что величина оптимального периода проведения ремонтных работ несколько занижена.
Сравнение двух систем проведения ТОР на пяти месторождениях ТИП «Урайнефтегаз» приведены в работе [53]. В результате показано, что характер кривых для коэффициентов готовности при проведении плановых ТОР совпадает с характером кривых для коэффициентов готовности при аварийно-плановых ТОР. Также установлено, что при стратегии плановых профилактик уровень интенсивности отказов ниже, чем при использовании аварийно плановых профилактик. Но при использовании плановой стратегии ТОР уменьшается коэффициент готовности системы и возникает необходимость частого проведения профилактических работ. Самый высокий коэффициент готовности наблюдается на Северо-Даниловском месторождении, а самый низкий на Убинском месторождении.
В работе [54] рассмотрено сравнение различных методик управления надежностью нефтепромыслового оборудования в условиях Тарасовского месторождения. Решены задачи подбора оптимального периода ТОР, моделирования технического обслуживания и ремонта скважин, эксплуатации скважинного оборудования по выработке остаточного ресурса и резервирования элементов нефтепромысловых установок. Выявлено, что на основании сравнения результатов эффективности введения того или иного плана ТОР по различным методикам, предприятие может определить оптимальные подходы к организации обслуживания и ремонта скважин для разных типов насосных установок.
Анализ работ [2,42,46,47,49,50,51,53,54] показывает, что на различных месторождениях отказы скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН, подчиняются распределению Вейбулла. Однако, неодинаковые геологические условия, режимы эксплуатации насосов, физико-химические свойства продукции и характеристики конструкции скважин приводят к построению законов распределения отказов УШСН и УЭЦН с различными параметрами распределения. Поэтому, для каждого конкретного месторождения определяются показатели ТОР, позволяющие эффективно осуществлять систему технического обслуживания и ремонта скважин.
Эффективная эксплуатация скважин обеспечивается подбором ее рационального режима, при котором достигается с одной стороны -ожидаемый дебит скважины, а с другой - достаточная надежность в работе насосного оборудования. Известно много методик подбора глубинно-насосного оборудования, нашедших применение в нефтедобывающей промышленности. Однако каждая из них не учитывает надежность работы подземного оборудования. Следовательно, методику по подбору глубинно-насосного оборудования, необходимо адаптировать к условиям конкретного месторождения, по средствам оценки надежности оборудования при существующем режиме работы скважин. Другим фактором, определяющим эффективную эксплуатации скважин, является система технического обслуживания и ремонта скважин.
Один из показателей, характеризующий системы ТОР, является оптимальный период проведения ремонтных работ. Данный показатель находится в прямой функциональной зависимости от интенсивности отказов насосных установок [49]. Однако, исследований посвященных изучению влияния различных факторов (режим работы, характеристика скважины) на интенсивности отказов УШСН и УЭЦН не проводилось.
Определение оптимального периода проведения технического обслуживания и ремонта скважин, производится с использованием только метода, основанного на построении законов распределения отказов насосных установок. Следовательно, возникает проблема — отсутствие работ направленных на корректировку величины оптимальных периодов ремонтных работ с помощью методов распознавания образов.
Таким образом, была поставлена основная цель исследований — изучение влияния различных факторов на интенсивность отказов насосных установок, моделирование технико-экономических показателей применения системы ТОР, использование методов распознания образцов для подбора скважинного оборудования и оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок.
Диссертационная работа посвящена решению задачи по исследованию и моделированию показателей надежности УШСН и УЭЦН в условиях Юга Тюменской области на основе статистических данных об отказах скважин Кальчинского месторождения ОАО «Тюменнефтегаз».
Алгоритм определения оптимальных периодов проведения технического обслуживания и ремонта скважин
Обеспечение работоспособности фонда скважин в нефтедобывающей районах Западной Сибири в значительной мере обусловлен влиянием природно-климатических, геолого-физических и геолого-промысловых факторов, объективно формирующих повышенную частоту технико-эксплуатационных осложнений в скважинах и трудоемкость различных видов подземных работ. Затраты на ремонт скважин по региону составляют около 50 % общеотраслевых. Увеличение средней глубины скважины повышает продолжительность, трудоемкость и стоимость их ремонта [90].
Неблагоприятные природно-географические условия, отдаленность региона, климатические и геоморфологические особенности местности обуславливают повышение трудоемкости и удорожание ремонта. При этом повышаются затраты на хранение оборудования материалов, строительство баз предприятий по капитальному ремонту скважин хозяйственным способом, транспортные расходы по поставке оборудования, материалов и т.д.
Анализ осложнений показывает необходимость разработки методов управления работой фонда скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях требует развития определенных форм обслуживания и ремонта нефтепромыслового оборудования с целью повышения эффективности нефтедобычи. При этом важно оценить возможность применения существующей техники и технологии, определить основные направления и задачи их совершенствования. Высокая надежность нефтепромысловых систем и малый объем ремонтных работ способствует увеличению межремонтного периода и коэффициента эксплуатации скважин, создают наиболее благоприятные условия в организации и управлении процессом нефтедобычи.
В сложившихся за последние годы условиях работы нефтедобывающей промышленности обеспечение надежности работы скважин требует принципиально новой постановки и новых методических решений.
Одним из перспективных направлений, позволяющих повысить эксплуатационную надежность работы нефтепромысловых систем, является организация планово-предупредительных ремонтов (ППР) скважин и их подземного оборудования. Результаты исследования показывают, что конкретные условия эксплуатации оборудования имеют первостепенное значение при организации ППР. Применение системы ППР предполагает обслуживание нефтепромыслового оборудования с соблюдением технических условий эксплуатации и его ремонт. Задачей обслуживания является увеличение сроков эксплуатации оборудования и уменьшение его организационных простоев.
Моделирование системы технического обслуживания и ремонта (ТОР), позволяющее осуществлять планово-предупредительные ремонты скважин, разработано Кучумовым Р.Я. [49]. Учитывая специфику функционирования промысловых систем (УШСН, УЭЦН), техническое обслуживание и ремонт скважин можно осуществлять двумя способами: без остановки работающей системы и при остановке процесса добычи. Аварийно-профилактические ремонты проводятся только в условиях остановки добывающих скважин. В качестве критерия оптимальности используется максимум коэффициента готовности, характеризующегося средней долей времени, в течение которого скважина работает безотказно. Коэффициент готовности есть функция времени, и он связан с коэффициентом эксплуатации скважин: Из этой формулы следует, что с увеличением коэффициента готовности растет и коэффициент эксплуатации. Коэффициентом пропорциональности служит отношение . Учитывая, что тв = const при экспоненциальном законе распределения отказов, имеем, что коэффициент пропорциональности зависит от периода проведения технического обслуживания т0. Тогда коэффициент готовности, согласно [49] определяется следующим образом: Применение данной методики предполагает выполнение следующих ограничений: каждая скважина должна обслуживаться только одной бригадой; каждая бригада одновременно проводит техническое обслуживание на одной скважине; ТОР не прерывается до полного их завершения; при очередности обслуживания приоритет дается той скважин, которая имеет больший дебит и находится ближе к предыдущему месту работы бригады; при кустовом расположении скважин на кусте может работать только одна бригада. Таким образом, расчет по выбору оптимальных периодов проведения организации ТОР на скважинах выполняют в следующей последовательности: устанавливают закон распределения отказов скважинного оборудования по данным эксплуатации скважин; определяют оптимальные периоды проведения ТОР на скважинах с учетом характеристик насосов; для прогнозирования оптимальных периодов проведения ТОР на следующий период по данным эксплуатации скважин за 9-Ю месяцев текущего года оценивают параметры распределения; составляют план-график проведения ТОР на последующий период.
Прогнозирование типоразмера и режима работы УШСН
Для выбора рационального режима работы скважины необходимо как можно точнее оценить существующий режим по результатам проведенного исследования на конкретном месторождении [107]. Параметры (Кпр, L, qT, ч) для выбора режима работы скважины и типа глубинного оборудования проанализированы в таблице 4.2. Поэтому, для повышения эффективности эксплуатации УШСН автор предлагает рассмотреть, как поинтервальное изменение этих параметров влияет на надежность штанговых установок.
Поинтервальный анализ коэффициента продуктивности (таблица 4.2) для скважин, эксплуатируемых насосами НВ1Б-32, показывает, что с увеличением коэффициента продуктивности диагностические коэффициенты (ДК) имеют отрицательные значения и увеличиваются по абсолютной величине. Максимальное положительное значение диагностических коэффициентов отмечается в интервале коэффициента продуктивности до 1,4 м3/сут-МПа. В скважинах, оборудованных насосами НВ1Б-44, положительные значения диагностических коэффициентов достигается в интервале коэффициента продуктивности 4,0-12,0 м3/сут МПа. Наибольшее положительное значение диагностических коэффициентов соответствует интервалу коэффициента продуктивности 8,0-12,0 м3/сут МПа. Следовательно, при работе насосной установки в данном интервале она вероятнее всего попадет в класс А и отказ подземного оборудования произойдет после 114 суток работы. Изменение диагностических коэффициентов в интервалах коэффициента продуктивности показывает, что положительный результат наблюдается в скважинах, эксплуатируемых насосами НН2Б-44, при значениях коэффициента продуктивности до 4,4 м3/сут МПа.
Анализ изменения диагностических коэффициентов в зависимости от глубины спуска насоса НВ1Б-32 показывает, что наибольшая надежность их работы отмечается в интервалах глубины спуска насоса 1300-1400 м и 1450-1500 м. Диагностические коэффициенты имеют максимальные положительные значения при глубинах спуска насоса 1300-1350 м и 1450-1500 м. В скважинах, оборудованных насосами НВ1Б-44, положительные значения диагностических коэффициентов достигаются в интервалах глубины спуска 1300-1400 м и 1600-1700 м. Наибольшее положительное значение диагностических коэффициентов соответствует интервалу глубины спуска насоса 1300-1400 м. Следовательно, в этом интервале преобладают скважины, наработка на отказ которых более 114 суток (класс А). Изменение диагностических коэффициентов в интервалах глубины спуска насоса НН2Б-44, выявляет закономерность повышения надежности работы насосной установки с увеличением величины рассматриваемого показателя от 1200 до 1400 м и снижение надежности при увеличении глубины спуска более 1400 м.
Поинтервальный анализ числа качаний для скважин, эксплуатируемых насосами НВ1Б-32, показывает, что с увеличением числа качаний более 6 качаний в минуту диагностические коэффициенты имеют положительные значения и увеличиваются по абсолютной величине. Максимальное положительное значение диагностических коэффициентов отмечается в интервале числа качаний от 8 до 10 качаний. Анализ значений диагностических коэффициентов для скважин с насосами НВ1Б-44 выявляет, что при числе качаний от 6 до 8 качаний диагностический коэффициент имеет отрицательное значение. Работа насоса с числом качаний менее 6 приводит к следующим результатам - ДК положителен и максимален. Изменение диагностических коэффициентов в интервалах числа качаний показывает, что максимальный положительный результат наблюдается в скважинах, эксплуатируемых насосами НН2Б-44, при числе качаний от 6 до 8 в минуту.
В скважинах, оборудованных насосами НВ1Б-32, положительные значения диагностических коэффициентов достигаются в интервалах длины хода полированного штока 1,0-2,2 и 2,8-3,4- Наибольшее положительное значение диагностических коэффициентов (4,4370) достигается при длине хода полированного штока более 2,8 м. Анализ значений диагностических коэффициентов, для скважин с насосами НВ1Б-44 выявляет, что при длине хода полированного штока от 2 до 2,5 м - диагностический коэффициент отрицательный. Работа насоса с длиной хода полированного штока более 2,5 м приводит к положительным результатам - ДК положителен и максимален. Изменение диагностических коэффициентов, для насосов НН2Б-44, в интервалах длины хода полированного штока показывает, что надежность работы насосной установки понижается при длине хода полированного штока от 1,8 до 2,6 м: диагностический коэффициент от положительных значений переходит в область отрицательных.
Глубина спуска насоса приводится к фактической по инклинограмме. Согласно, проведенного исследования установлено, что изменение диагностических коэффициентов в интервалах угла подвески насоса НВ1Б-32, выявляет закономерность повышения надежность работы насосной установки с увеличением величины рассматриваемого показателя до 36 градусов и снижение надежности при увеличении угла подвески насоса более 36 градусов. В скважинах, эксплуатируемых насосами НВ1Б-44, положительные значения диагностических коэффициентов достигаются в интервале угла подвески 0-20 градусов. Наибольшее положительное значение диагностических коэффициентов (3,3348) достигается при угле подвески насоса от 0 до 10 градусов. Анализ значений диагностических коэффициентов для скважин, эксплуатируемых насосами НН2Б-44, показывает зависимости аналогичные насосам НВ1Б-44.
Таким образом, определены благоприятные условия эксплуатации насосных установок. Для обеспечения рационального режима работы УШСН, при котором достигается ожидаемый дебит скважины и высокие показатели эксплуатационной надежности, рекомендуется эксплуатацию насосных установок осуществлять в интервалах параметров, где диагностический коэффициент положительный и максимальный по величине.
