«Розробка алгоритмічного і програмного забезпечення системи контролю штангової колони при роботі ГНШУ у викривлених свердловинах».

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБ’ЄКТУ КОНТРОЛЮ.

1.1.Призначення та конструктивні особливості ГНШУ

Об’єктом дослідження і контролю є глибиннонасосна штангова установка (ГНШУ). Видобуток нафти з допомогою свердловинних штангових насосів з приводом, розташованим на поверхні є основним і найрозповсюдженішим механізованим способом при експлуатації свердловин. Насосна екплуатація має тривалу, майже столітню історію і великий теоретичний та практичний досвід. Широке розповсюдження штангових насосних установок обумовлене їх відносною простотою конструкції, економічністю, гнучкістю, зручністю і нескладністю їх обслуговування, широкими можливостями застосування даної системи. ГНШУ використовується при експлуатації мало- і середньодебітних свердловин з досить широким діапазоном дебіту з свердловин – від кількох cотень кілограмів до сотень тон нафти в добу при різній глибині спуску насоса в свердловину. В сучасній практиці видобутку штангові установки дозволяють видобувати нафту із свердловин глибиною вище 3000 метрів.

Головні переваги штангових глибинних насосів наступні:

- незалежність від наземних систем;

- технічно-нескладний, швидкий монтаж;

- наявність штангових глибинних насосів різних розмірів, виготовлених з різних матеріалів, в залежності від дебітів та відкачуваного середовища;

- можливість адаптації до змінних умов притоку за рахунок зміни частоти ходів плунжера, довжини ходу плунжера та ефективної поверхні плунжера глибинного насоса;

- відносно високий загальний коефіцієнт корисної дії;

- невибагливість при технічному обслуговуванні;

- довготривалий термін експлуатації;

- відносно незначні витрати на проведення ремонту насосів.

До недоліків слід віднести:

- обмеженість дебіту та глибини експлуатації гранично допустимим навантаженням на насосні штанги;

- високий знос насосних штанг та насосно-компресорних труб ( особливо для викривлених свердловин), котрий, однак, може бути знижений застосуванням протекторів;

- трудоємкість операцій по заміні глибинних насосів через застосування лебідок.

ГНШУ включає підземне та наземне обладнання, основними елементами якого є:

1) глибинний плунжерний насос;

2) система насосних труб і штанг, на яких насос підвішується в свердловині;

3) привідна частина індивідуальної штангової установки балансирного типу, яка складається з верстата-гойдалки і двигуна;

4) гирлове обладнання свердловин, яке призначене для підвіски насосних труб і герметизації гирла;

5) устаткування для підвіски насосних штанг до головки балансира верстата-гойдалки.

На плакаті наведена схема глибиннонасосної штангової установки, яка складається з свердловинного насоса вставного або невставного типу, насосних штанг, насосно-компресорних труб, підвішених на планшайбі або в трубній підвісці гирлової арматури, сальникового ущільнення, сальникового штока, верстата-гойдалки і фундамента. На прийомі свердловинного насоса встановлюється захисне устаткування у вигляді газового або піскового фільтру.

Вібрації колони насосно- компресорних труб і насосних штанг, що виникають в результаті неперервної зміни навантаження стовпа рідини , і вібрації клапанів також впливають на цикл відкачки. Тому доцільно розглянути ГНШУ як об’єкт діагностування.

ГНШУ як об’єкт контролю.

В Україні більше 70% діючого фонду свердловин оснащені штанговими глибиннонасосними установками, причому є тенденція до збільшення абсолютного і відносного їх числа . За 1996 р . було видобуто 2 млн. 793 тис. тон нафти , в тому числі з використанням ГНШУ – 1 млн.293 тис.тон , що становить 46,3% всієї нафти, що видобувають в Україні[1]. Ще вищий відсоток оснащення нафтових свердловин глибиннонасосними штанговими установками в зарубіжній практиці видобутку нафти . А саме , в США – більше 80% , а в Західній Європі з діючого фонду – 5400 видобувних свердловин, 90% обладнанні штанговими глибинними насосами [1]. Невисока ефективність нафтовидобутку з допомогою штангових глибинних насосів обумовлена відносно невеликою продуктивністю установок і значними матеріальними витратами на їх експлуатацію і обслуговування. В більшості, ГНШУ використовуються при експлуатації малодебітних свердловин, що працюють в періодичному режимі роботи, тобто використовується визначений допоміжний час установки, в період якого вона не працює і під час якого здійснюється накопичення нафти в свердловині і підняття динамічного рівня. Саме на малодебітні свердловини припадає основна доля експлуатаційних витрат, причому майже половина витрат іде на ремонт підземного обладнання. У вітчизняному нафтовидобутку спостерігається тенденція до щорічного збільшення кількості підземних ремонтів, а це свідчить, що 10 – 15 % технологічного обладнання постійно експлуатується в критичному режимі (руйнування). Це потребує додаткових коштів на ремонт підземного обладнання, що становить приблизно 8 – 10 %. Такий стан по витратах є наслідком недотримання технології видобутку – перевищення номінальних режимів роботи, а також недостатності оперативного контролю процесу видобутку : кількісної оцінки технічного стану насосного обладнання, інтенсивності його руйнування, реакції свердловини, оптимальності технологічних режимів, ремонтно-профілактичних робіт, а в сукупності оптимальності видобутку.

Витрати, пов’язані з ремонтами підземного штангового обладнання є результатом відказів ГНШУ. Як показав їх аналіз по нафтовидобувних підприємствах провідних зарубіжних фірм і ВАТ“Укрнафта”, проведений на основі матеріалів публікацій, актів аварій, архівних матеріалів нафтогазовидобувних підприємств (НГВП) і звітності їх служб, для основних структурних одиниць (СО) установки характерні наступні найбільш розповсюдженні види відказів : обрив тіла штанги, обрив штанги по різьбі, відкручення штанг, обрив штангових муфт, відкручення труб, обрив труб, втрата герметичності НКТ, знос плунжерної пари, втрата герметичності клапанного вузла. Отже, основним резервом зниження рівня експлуатаційних витрат для малодебітних свердловин є скорочення числа аварій глибинного обладнання. Інший шлях збільшення прибутку через скорочення експлуатаційних витрат є оптимізація графіка ремонтно-відновлювальних і профілактичних робіт по кожному нафтопромислу, що потребує визначення місця і характеру несправностей, статистичних експлуатаційних характеристик глибинного обладнання, вартості видобутку і підземних робіт.

Як уже було сказано вище, підвищення ефективності нафтовидобутку досягається, як шляхом зменшення експлуатаційних витрат, так і за рахунок вдосконалення (оптимізації ) технології видобутку нафти. Технічні засоби різного призначення, в