Организация работ при ремонте скважин оборудованных ушгн

Скважины оборудованные УШГН предаются в ремонт по заключению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о необходимости проведения подземного ремонта.

Основанием для подъема УШГН является снижение или прекращение подачи. Причина неисправности должна быть определена предварительно по данным динамограммы снятой перед подъемом и отмечена в эксплуатационном паспорте за подписью технолога нефтепромысла.

В графе причина отказа не допускается общая запись «нет подачи». Окончательное решение по смене ШГН принимает технолог ЦДНГ и отметкой в эксплуатационном паспорте. Бригада ПРС становится на скважину для подъема ШГН при наличии полностью заполненного эксплуатационного паспорта.

Необходимый порядок и объем работ на скважинах оборудованных УШГН формируется при составлении план-графика движения бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители служб и цехов НГДУ ( ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС).

План-график движения бригад ПРС (КРС) утверждается главным инженером НГДУ.

Для скважин из часторемонтируемого фонда (3 и более отказов УШГН за скользящий год) составляется отдельный план работ, который согласовывается нефтепромыслом, ЦПРС, ЛТТНД и при рассмотрении план-графика эти скважины включаются в движение бригад.

Объем работ определяется на основании

• изучения режима эксплуатации отказавшей УШГН,

• причин отказов предыдущих установок,

• характеристики скважин,

• вида работ ( смена УШГН, ввод после бурения, перевод на ШГН)

при этом рекомендуются следующие виды работ:

• шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии затяжек, посадок в процессе СПО оборудования УШГН), спускать шаблон рекомендуется до глубины на 150м выше интервала перфорации, диаметр шаблона 120мм и длина 9м;

• скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механическим скрепером до глубины спуска шаблона, с последующей промывкой ствола скважины (проводится не реже одного раза в три года или при вводе из бездействия - более 3х лет;

Определение текущего забоя скважины производится по заявке нефтепромысла:

• после очистки забоя желонкой, промывки;

• после аварии, «полетов» УШГН на забой скважины;

• при частых отказах УШГН связанных с попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;

• после работ по освоению пласта или работ по очистке призабойной зоны пласта;

Очистка забоя, промывка скважины:

• после проведения соляно-кислотных обработок, других обработок призабойной зоны;

• по результатам измерения текущего забоя скважины;

Технология ремонта скважин оборудованных УШГН.

• Ремонт скважин оборудованных ШГН производят специализированные ремонтные бригады согласно плану работ и в соответствии с Правилами ведения ремонтных работ и других нормативных актов.

• Перед глушением скважины производится замер статического уровня Н_ст и пластового давления Р_пл. По результатам замера нефтепромысел принимает решение о глушении или ремонте без глушения (в соответствии с перечнем скважин согласованных с УЗСО ГГТН).

• Глушение скважин производится согласно действующей в ОАО «Томскнефть» ВНК инструкции по глушению скважин оборудованных УШГН.

Нефтепромысел несет ответственность за достоверность информации о подготовленности скважины к глушению.

• Результаты глушения оформляются актом с указанием типа жидкости глушения, ее объема, плотности, давления и циклов при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.

• Бригада приступает к ремонту скважины только при наличии плана работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН. Ответственным за качество заполнения паспорта является технолог нефтепромысла.

Перед ремонтом скважины необходимо провести следующие подготовительные работы:

• закрепить специальным зажимом полированный шток;

• демонтировать канатную подвеску;

• откинуть головку балансира.

После проведения ремонтных работ на скважине бригада ТРС в присутствии представителя ЦДНГ должна вызвать подачу и опрессовать НКТ насосом с составлением акта о приемке скважины из ремонта. При герметичности НКТ и стабильной работе насоса станок - качалка запускается в работу.

• Мастер бригады ПРС (КРС) заполняет эксплуатационный паспорт ШГН с указанием всех параметров компоновки спущенного подземного оборудования (диаметр НКТ, штанг и количество, наличие и количество центраторов, фильтра, ГПЯ и т.п.)

Акт о сдаче скважины из ремонта подписывается после 72 часов безотказной работы ШГН представителем нефтепромысла. Основанием для подписания акта о сдаче скважины из ремонта является замер дебита скважины и динамограмма, снятая после запуска скважины. К акту на ремонт скважины прилагается эксплуатационный паспорт ШГН, который должен хранится вместе с актом, и при последующем ремонте передаваться ЦПРС с заполнением данных о работе насоса.

Запуск скважин оборудованных УШГН

За 2 часа до запуска скважины, бригадой ТРС подтверждается заявка на вызов представителя нефтепромысла. Заявка передается диспетчеру или технологу нефтепромысла.

Прием скважин оборудованных УШГН из ремонта осуществляется круглосуточно. В первую смену мастером ЦПРС (КРС) и мастером нефтепромысла (или лицами их замещающими), во вторую смену старшим оператором ПРС и старшим оператором нефтепромысла.

Перед запуском скважины с УШГН проверить исправность наземного оборудования:

• на устьевой арматуре - обратный клапан и задвижки, патрубок эхолотирования со свободным доступом к нему, пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

• работоспособность групповой замерной установки «Спутник»;

• герметичность насосно-компрессорных труб и СУСГ;

Запуск и вывод скважины на режим оборудованной УШГН осуществляется оператором по добыче нефти и газа.

Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ «Спутник», обеспечивает контроль за величиной подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) нефтепромыслу.

Контроль за изменением уровня жидкости в затрубном пространстве и динамометрирование скважин производит оператор по исследованию или оператор добычи нефти (не реже одного раза в сутки замер Ндин, Рз, и динамометрирование).

О тветственность за вывод скважин на режим, своевременное отключение насосной установки при нештатных режимах, либо запуск при неготовности оборудования (неисправность АГЗУ «Спутник», негерметичность задвижек, обратного клапана на затрубье и др.) несет технологическая служба нефтепромысла и мастер бригады добычи. Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения выявленных неполадок принимает ведущий технолог нефтепромысла.

• Перед опрессовкой скважины определить подачу, собрать устьевой сальник (СУСГ) с полированным штоком, на манифольдную линию установить манометр (шкала не более 100 атм.).

• Возвратно-поступательным качанием штанг при помощи подъемного агрегата поднять давление на манифольдной линии по манометру - 30атм.

• Проследить падение давления на манометре при открытой затрубной задвижке.

УШГН считается годной к эксплуатации, если при опрессовке насос поднимает давление до 30 атм. и при остановке качания падение давления не превышает 5 атм. за 15 минут. При этом в нижнем сальнике и соединениях фонтанной арматуры пропусков газа и жидкости не должно быть.

• После опрессовки полированный шток соединяется с подвесной траверсой и станок - качалка запускается в работу.

• В течение 2х часов после запуска, оператору по исследованию или оператору д/н необходимо замерить дебит скважины, уровень жидкости в затрубном пространстве и произвести динамометрирование. В случае низкой (высокой) посадки плунжера, удара верхней муфты штанг о СУСГ, бригада ПРС производит повторную подгонку посадки плунжера.

• Все документы по скважине подписываются мастером и технологом нефтепромысла после 72 часа безотказной работы подземного оборудования, при условии, что все замечания нефтепромысла, указанные при приемке скважины из ремонта, устранены.

При приемке скважины из ремонта к оборудованию ШСНУ и территории скважины предъявляются следующие требования:

• При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не более 200 мм.

• Фланцевые соединения фонтанной арматуры и обвязки устья скважин должны быть герметичными и иметь полный комплект крепежа.

• Устье скважины и территория скважины и оборудование ШГН должны быть очищены от замазученности, а территория куста скважин очищена от труб, штанг и оборудования, используемого при ремонте скважины.

Вывод скважин оборудованных УШГН на режим.

Целью операции по выводу скважины с УШГН на режим является обеспечение работоспособности насоса в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта.

Перед запуском скважины оборудованной УШГН

• проверить готовность наземного оборудования,

• замерить статический уровень и

• запустить установку.

В эксплуатационном паспорте отметить время появления подачи.

Замерить подачу скважины (Qж) с помощью АГЗУ «Спутник», сопоставить ее с теоретической производительностью спущенного насоса; затем снимается динамограмма и отбирается проба жидкости.

В начальный период после запуска УШГН осуществляется регулярный контроль за величиной подачи и темпом снижения динамического уровня. Не допускается откачка уровня ниже, чем 200м над приемом насоса.

При выводе скважины на режим периодичность замеров Н_дин. и Q_ж должна определяться технологической службой для каждой скважины индивидуально.

Величина динамического уровня в скважине и работоспособность УШГН определяется с помощью эхолота и динамографа.

В зимнее время, в случаях длительной остановки скважины на приток должны быть предусмотрены меры от замораживания коллектора.

Время вывода на режим определяется для каждой скважины индивидуально.

Скважина считается выведенной на режим, если результаты 3х измерений динамического уровня выполненные с интервалом не менее 1 часа близки по значению при постоянной производительности.

Исполнителю работ по выводу на режим скважины с УШГН (оператору добычи или оператору по исследованию) ежесменно передавать информацию диспетчеру нефтепромысла.

После вывода на режим скважины с УШГН через 1 сутки выполнить

• замер динамического уровня Н_дин.,

• производительность скважины Q_ж,

• отбор проб жидкости на обводненность продукции и на содержание мех. примесей,

• снять динамограмму.

Заполнить соответствующие графы эксплуатационного паспорта на УШГН по выводу ее на режим при необходимости с приложением подтверждающих документов (динамограммы, результатами замеров и пр.).

Эксплуатация скважин с УШГН.

• После вывода скважины на установившийся режим, нефтепромысел дает заявку на производство работ по доуравновешиванию станка-качалки.

• В течение двух суток с момента запуска УШГН, нефтепромысел осуществляет контроль за ее работой. В дальнейшем контроль за работой скважины производится динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений и динамического уровня.

• В течение первых двух недель работы УШГН, нефтепромысел проводит комплекс исследований на скважине с целью определения оптимального режима работы спущенного насоса.

• Любое изменение режимов работы скважины оборудованной УШГН должно быть обосновано расчетами. Ответственным за своевременное проведение расчетов и систематическое внесение изменений режима работы УШГН является технолог нефтепромысла.

Постоянно действующая комиссия по расследованию преждевременных отказов УШГН производит расследования причин отказов насосов с наработкой до 100 суток.

Периодичность контроля за работой скважин с УШГН.

Таблица №7

Контролируемый параметр	Метод контроля	Периодичность контроля
1.Нагрузки на штанги и подача ШГН	Динамометрирование	После запуска скв.и выводе на режим При изменении режима работы Перед ПРС Текущий контроль не менее 2 раз в месяц.
Замер дебита жидкости с одно- временной отбивкой уровня.	По счетчикам АГЗУ и волномерам.	После запуска и вывода на режим скв. При изменении режима работы. Перед ПРС.
Отбор проб жидкости на обводненность (%)		После вывода скв. на режим. При изменении режима работы. Текущий контроль не менее 1 раза в месяц.
4. Отбор проб на КВЧ		После запуска и вывода скв.на режим. 4.2. Текущий контроль не менее 1 раза в месяц.

Данные эксплуатации должны своевременно заноситься в эксплуатационный паспорт УШГН, ответственным за заполнение паспорта является технолог нефтепромысла.

ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ ГЛУБИННЫХ УСТАНОВОК

В управлении процессом глубиннонасосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и динамический уровень, дебит скважины, обводненность и т.д.

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.

Приведем технические средства, применяемые для получения динамограмм:

• гидравлический динамограф ДГМ конструкции Г.М. Мининзона,- это прибор, обеспечивающий достаточную точность динамограмм; он удобен в работе и портативен;

• 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.

В динамографе ДГМ-3 (рис.1) силоизмерительная часть состоит из мессдозы (11) и нижнего рычага (12), между которыми находится камера (9), заполненная жидкостью (водой или спиртом). Камера перекрыта резиновой или латунной мембраной.

Записывающее устройство ДГМ-3 выполнено в виде самописца, состоящего из подвижного столика (5), узла геликсной пружины (7), ходоуменьшителя и приводного механизма (3). На подвижной столик крепится диаграммная лента, а к свободному концу пружины присоединено перо (6).

Динамограф крепится между траверсами канатной подвески ШСНУ (13), а нить (1) приводного механизма прикрепляют к устьевому сальнику.

П ри работе ШСНУ действующая на подвеску колонны штанг нагрузка передается через мессдозу, нижний рычаг и нажимной диск (10) на камеру с жидкостью. Давление в камере передается по капиллярной трубке (8) на геликсную пружину. Геликсная пружина разворачивается, и перо чертит линию на бумажном бланке диаграммной бумаги. С помощью приводного механизма столик движется пропорционально ходу полированного штока по направляющим салазкам (4). Таким образом, на бланке получается развертка в виде параллелограмма.

В настоящее время наибольшее распространение получили электронные динамографы. Они позволяют контролировать больше параметров работы ШСН при динамометрировании и обрабатывать данные на ЭВМ.

Большинство электронных динамографов не требуют разгрузки полированного штока, что позволяет проводить работы с ними одному человеку. Единственным недостатком электронных динамографов является их высокая стоимость. Рассмотрим характеристику электронных динамографов на примере динамографа СИДДОС-автомат.

Динамограф СИДДОС-автомат (рис. 2) позволяет решить следующие задачи:

• произвести оперативную диагностику работы подземного оборудования (утечки в клапанах и трубах, коэффициент заполнения глубинного насоса, посадка плунжера и др.);

• вычислить плановый дебит скважины;

• записать зарегистрированные динамограммы в энергонезависимую память блока регистрации, а затем перенести на компьютер;

• обработать введённые данные на компьютере, сформировать и вывести отчёт на принтер со всей сопутствующей информацией;

• построить теоретическую динамограмму по данным на скважину.

Функциональные преимущества динамографа СИДДОС-автомат:

• автоматический режим работы со звуковой и световой индикацией, что позволяет одному оператору выполнить весь комплекс исследований по заранее выбранной программе;

• наличие как цифровой, так и графической индикации с возможностью наблюдения результатов контроля (динамограмм) как в ходе исследования, так и непосредственно после его завершения;

• визуальный просмотр зарегистрированных динамограмм непосредственно на скважине;

• наличие независимого таймера-календаря реального времени в блоке регистрации;

• информация, зарегистрированная динамографом, сохраняется в энергонезависимой памяти блока регистрации и не будет потеряна при отключении батареи питания.

В едином корпусе динамографа СИДДОС-автомат смонтированы электронный блок, датчик перемещения, клавиатура управления, графический и цифровой индикаторы режимов и результатов измерения, аккумулятор питания с повышенной удельной емкостью, органы звуковой и световой индикации. Конструкция динамографа СИДДОС-автомат предусматривает оперативную замену и использование датчиков нагрузки двух типов: 1) междутраверсный датчик ДН-10 (с нагрузочной способностью до 10 Тс) с подъемными домкратами для монтажа без разгрузки полированного штока; 2) междутраверсный датчик нагрузки ДН-20 с повышенной нагрузочной способностью (до 20 Тс) без подъемных механизмов.

Рис. 2 Динамограф СИДДОС-автомат.

Отличительной особенностью динамографа СИДДОС-автомат является его моноблочное исполнение. При уменьшении массы и габаритов отсутствуют измерительные кабеля, это обеспечивает повышение надежности работы, удобство в работе и сокращение времени проведения исследований, повышение безопасности работ.

Работы по динамометрированию скважин с разгрузкой подвески колонны штанг должны производится не менее чем двумя операторами, один из которых имеющий более высокую квалификационную группу и опыт работы назначается старшим. Старший оператор находится на устье скважины и руководит работами. Остановка и пуск станка - качалки связанные с динамометрированием должны производится по команде старшего. Второй оператор во время проведения динамометрирования находится на площадке управления станка-качалки у ручного тормоза.

Перед динамометрированием необходимо включением и выключением станка - качалки проверить его исправность, а именно:

• исправность пускового электрооборудования;

• надежность тормоза;

• исправность канатной подвески.

Канатная подвеска не должна иметь оборванной пряди каната. Работы следует прекратить, если 5 % проволок на шаге свивки каната повреждены. Траверса канатной подвески не должна доходить до головки сальникового устройства фонтанной арматуры 200 мм. В случае если траверса канатной подвески спускается ниже, то работы по снятию динамограмм ЗАПРЕЩАЮТСЯ. При динамометрировании автоматизированной скважины управление станком- качалкой следует перевести на ручной режим. При снятии динамограмм на скважинах с высокой фонтанной арматурой необходимо пользоваться переносными площадками.

Для снятия динамограмм необходимо использовать тарированный прибор. Динамограф тарируется не реже, чем 1-1.5 раза в месяц. Если динамограф неисправен его следует сдать в ремонт.

Динамометрирование проводят следующим образом:

• Станок-качалку останавливают при ходе вниз и закрепляют ручным тормозом, причем траверсы канатной подвески не должны доходить до нижнего положения 300-350 мм.

Для установки балансира в требуемое положение проворачивать клиноременную передачу вручную или с помощью лома ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

• На сальниковое устройство фонтанной арматуры скважины устанавливают штангодержатель (зажим полированного штока). СК снимают с тормоза и доводят траверсы канатной подвески до крайнего нижнего положения, при этом вес колонны штанг передается на штангодержатель. СК вновь устанавливают на ручной тормоз.

П осле разгрузки канатной подвески нужно траверсы равномерно разводят на необходимую высоту подъемными винтами или при помощи специальной вилки и устанавливают динамограф. Если нагрузка не известна, опорные ролики вначале устанавливают в максимальное положение. Во избежание выскакивания динамографа из траверсы канатной подвески его вставляют так, чтобы полированный шток не доходил до конца паза в корпусе динамографа 2 - 5 мм. После установки динамографа между траверсами канатной подвески при использовании штангодержателя, верхняя траверса должна быть осторожно опущена на силовую измерительную часть динамографа. После монтажа динамографа в траверсы канатной подвески его прикрепляют к подвеске цепочкой.

Запрещается производить монтаж и демонтаж динамографа со случайных подставок или арматуры скважин.

• Убедившись, что динамограф надежно закреплен, СК снимают с тормоза, разгружают штангодержатель, устанавливают СК на ручной тормоз, снимают штангодержатель с сухарями и прикрепляют конец нити приводного механизма штангодержателя к устьевому сальнику фонтанной арматуры.

• С нимают СК с ручного тормоза и производят динамометрирование. При снятии динамограммы необходимо отойти на безопасное расстояние от устья скважины, спецтехника должна находиться не ближе 10 метров от устья ближайшей скважины в заглушенном состоянии.

Запрещается надевать на ролик динамографа соскочивший шнур и заправлять перо самописца чернилами при работающем станке - качалке.

Запрещается работать на скважинах с перекрученными канатами подвески, не оборудованными по необходимости переносными площадками.

После снятия динамограммы демонтаж динамографа производят в обратном порядке:

• устанавливают штангодержатель;

• снимают динамограф;

• снимают штангодержатель.

Все работы производят после остановки СК с использованием ручного тормоза.

После окончания динамометрирования старший оператор должен:

• проверить состояние устья скважины;

• проверить правильность соединения канатной подвески с полированным штоком;

• убрать все инструменты и подать сигнал о пуске станка – качалки;

• снять СК с тормоза и установить тумблер в автоматическом режиме;

• з апустить станок - качалку в работу.

ВНИМАНИЕ!!! Оператору по добыче нефти и газа при проведении динамометрирования разрешается только останавливать и запускать скважину.

Для выполнения остальных работ требуется дополнительное обучение.

После снятия динамограммы ее необходимо расшифровать. Расшифровку динамограмм производят совместно технологическая и геологическая службы промысла. Если принято решение о ремонте глубинного насоса дальнейшие действия согласуются с технологической службой НГДУ.

Оператор по добыче нефти и газа должен знать основные принципы расшифровки динамограмм.

Методика расшифровки (чтения) динамограмм основана на теоретической динамограмме нормальной работы глубинного насоса (рис.3), при построении которой учтено действие лишь следующих сил: тяжести, упругости материала штанг и труб, полужидкого трения (штанг о трубы, плунжера в цилиндре и др.) и силы Архимеда. Исключено действие сил инерции движущихся масс и гидродинамического трения, т.е. движение штанг предполагается замедленным. Кроме того, принято, что насос и трубы герметичны, откачиваемая жидкость лишена упругости и дегазирована, цилиндр насоса полностью заполняется жидкостью.

При ходе штанг вниз действует трение, уменьшающее нагрузку в точке их подвеса. Поэтому динамограф записывает линию Г1А1, соответствующую нагрузке от веса штанг, погруженных в жидкость, минус сила трения. Так как и вес штанг, и сила трения постоянны по величине, то линия Г1А1 получается прямой, параллельной нулевой линии динамограммы. Если бы трение отсутствовало, динамограф записал бы линию АГ (пунктир), соответствующую фактическому весу штанг, погруженных в жидкость.

Очевидно, что трение уменьшает полезную длину хода плунжера, а значит, и производительность насоса.

Нагнетательный клапан закрывается в точке А1, а не в точке А, как это было бы при отсутствии трения. В следующий момент штанги должны изменить направление движения (снизу-вверх). Поэтому должно быть снято трение при вниз и «набрано» трение при ходе вверх. Этот процесс записывается отрезком прямой А1А2 с некоторым наклоном вправо.

С точки А2 начинается процесс восприятия штангами нагрузки от веса столба жидкости, который записывается прямой линией А2Б1 (отрезки АА2 и ББ1 одинаковы). Нагрузка в точке Б1 равна сумме весов штанг и жидкости плюс сила трения (вес жидкости – это вес столба с площадью, равной сечению плунжера, и высотой – от приведенного динамического уровня до устья скважины). В точке Б1 открывается приемный клапан насоса, начинается движение плунжера вверх и вход жидкости из скважины в цилиндр насоса. Далее следует движение плунжера и штанг, описывающееся линией Б1В1.

Как только точка подвеса штанг начинает движение вниз, изменяются направление и величина сил трения. Снятие нагрузки от веса жидкости начинается в точке В2 и изображается линией В2Г1, параллельной линии восприятия нагрузки штангами А2Б1. При этом вес столба жидкости передается на трубы – происходит процесс разгрузки штанг и нагружения труб.

В точке Г1 открывается нагнетательный клапан насоса и плунжер начинает двигаться вниз – происходит процесс движения плунжера вниз, изображаемый отрезком Г1А1, параллельным Б1В1.

Таким образом, цикл действия глубинного насоса состоит из четырех процессов и изображается в координатах: нагрузка Р на штанги в точке подвеса и перемещение S точки подвеса в виде параллелограмма.

На рис.3 показаны два почти подобных параллелограмма: внешний - сплошной линией и внутренний - пунктиром. Первый изображает цикл насоса с учетом полужидкого трения, а пунктирный – без учета сил трения. Цикл, изображенный пунктиром, является простейшим теоретическим циклом (соответственно имеем простейшую теоретическую динамограмму) нормальной работы глубинного насоса. Именно эта динамограмма является основой обработки и чтения практических динамограмм, получаемых на скважинах.

Параллельность линий восприятия нагрузки штангами (и одновременно разгрузки труб) и разгрузки штанг (одновременно нагрузки труб) является важнейшим признаком отсутствия утечек жидкости в насосе.

П рактические динамограммы нормальной работы насоса вследствие действия сил инерции и возникновения собственных и вынужденных упругих колебаний штанговой колонны отличаются от простейшей динамограммы тем больше, чем больше число качаний станка, глубина спуска насоса и (в меньшей мере) длина хода. Поэтому до значения параметра m=0,00002_*nL=0,2/0,25 (n-частота качаний в минуту, L-глубина спуска насоса в м) динамограммы читаются без затруднений. При m > 0,2/0,25 возникают затруднения, усложняющие полную расшифровку динамограмм, вплоть до почти полной «нечитаемости» их на основе элементарной методики, излагаемой здесь. В таких случаях нужно использовать метод А.С. Вирновского расчета и построения глубинной динамограммы насоса по данным, получаемым из обычной динамограммы, снятой в точке подвеса штанг. Этим методом глубинная динамограмма усилий, например в самой нижней штанге, дает возможность исключить влияние колебательного процесса в штангах, трубах и столбе жидкости и получить легкочитаемую динамограмму непосредственно глубинного насоса.

На рис.4 показаны практические динамограммы нормальной работы глубинного насоса. Волнообразные линии при ходе штанг вверх и вниз фиксируют упругие колебания штанг: собственные и вынужденные с превалированием первых. При больших величинах сил трения и больших утечках в рабочих парах насоса колебания сильно затухают, вплоть до полного исчезновения.

На рис.5 представлена серия динамограмм, снятых при различных числах качаний станка и постоянстве всех других параметров откачки и условий эксплуатации, показывающих существенные изменения формы динамограммы вследствие интенсивного колебательного процесса, возникающего в штанговой колонне.

Методика элементарной обработки динамограмм, снятых в точке подвеса штанг при значении m, не большем 0,2/0,25, в общих чертах, состоит в построении простейшей теоретической динамограммы (параллелограмма) и в сравнении ее с обрабатываемой практической динамограммой. При возникновении различных дефектов в насосной установке происходят соответствующие изменения в геометрии динамограммы.

Следует учитывать, что без обработки динамограммы составление правильного заключения возможно лишь в случаях, когда параметры оборудования скважины после предшествующего динамометрирования (проведенного с обработкой динамограммы) не изменились, а конфигурация новой динамограммы дает исчерпывающую информацию о работе оборудования и без ее обработки.

Ниже приводится краткое описание и разбор наиболее характерных динамограмм, фиксирующих часто встречающиеся отклонения от нормальной работы глубинных насосов.

Динамограммы, фиксирующие утечки жидкости в подземном оборудовании.

Имеются в виду утечки более или менее значительной величины, влияющие на подачу насоса (по практическим замерам подачи). Утечки, составляющие 5% и менее от производительности насоса, трудно обнаружить на промысловой динамограмме.

На рис.6а приводится простейшая теоретическая динамограмма, показывающая значительную утечку жидкости нагнетательной части насоса. Под этим термином подразумевается утечка в зазоре между плунжером и цилиндром, в нагнетательном клапане, в месте сопряжения седла клапана и гнезда и др. В каждом конкретном случае утечка может возникнуть в одном из перечисленных мест и может быть любое сочетание этих видов утечки, но форма динамограммы (если величина утечки одна и та же) будет почти одинаковой. Методов количественной оценки величины утечки по динамограмме не существует.

Характерной особенностью динамограмм рассматриваемого типа является нарушение параллельности линий восприятия нагрузки штангами и разгрузки штанг. Наклон линии восприятия увеличивается, а наклон линии разгрузки уменьшается, и сама линия закругляется в части, соответствующей концу хода плунжера вверх. Имеются и другие признаки, хорошо видные на рис.6а. На рис.6б приводится в качестве примера практическая динамограмма утечки жидкости в нагнетательной части насоса.

На рис.7а и 7б приводятся теоретическая и практическая динамограммы значительной по величине утечки жидкости в приемной части насоса, т.е. между шариком и седлом приемного клапана, между конусом и седлом и т.д. В общем форма динамограммы при утечке жидкости в приемной части глубинного насоса такая же, как и при утечке ее в нагнетательной части, но повернута в отношении осей координат на 180⁰.

В обоих рассматриваемых видах динамограмм фиксируется тем большая относительная утечка жидкости, чем сильнее форма динамограммы отличается от формы простейшей теоретической динамограммы – в первую очередь в отношении нарушения параллельности линий восприятия нагрузки и разгрузки.

Динамограммы незаполнения цилиндра насоса жидкостью.

Эти динамограммы могут получаться по двум совершенно различным причинам:

1. Вследствие превышения производительности насоса над притоком жидкости в скважину (включая частный случай полного отсутствия притока), при этом динамический уровень находится у приема насоса.

2. Когда динамический уровень находится выше приема насоса и в насос вместе с жидкостью поступает газ (газожидкостная смесь, поднимающаяся с забоя по скважине).

С ледует учитывать, что установить причину незаполнения цилиндра жидкостью непосредственно по форме динамограммы можно лишь тогда, когда погружение насоса под динамический уровень значительное (порядка 50 м и более). При этом газ, поступающий вместе с жидкостью в насос, обладает большим давлением, и это заметно влияет на форму динамограммы. На рис.8а приведена простейшая теоретическая динамограмма для такого случая. Здесь самый характерный признак – это отличие линии процесса разгрузки штанг от прямой линии, получающейся при отсутствии газа в цилиндре. На рис.8б дана практическая динамограмма такого типа.

На рис.8в приводится простейшая теоретическая динамограмма незаполнения цилиндра жидкостью для случая, когда упругость газа почти не ощущается. К этому типу динамограмм приближаются динамограммы, получаемые в случаях, когда динамический уровень находится у приема насоса или же погружение приема не очень велико. На рис.8г дана практическая динамограмма такого типа. В большинстве случаев на практике для установления причины незаполнения прибегают к следующему. После остановки скважины в течение некоторого времени снимают серию динамограмм. Если окажется, что степень незаполнения цилиндра жидкостью явно возрастает с течением времени и затем более или менее стабилизируется, имеет место случай, когда уровень находится у приема насоса. Если же степень незаполнения изменяется незначительно, происходит влияние пластового газа.

Динамограммы, показывающие наличие механических неполадок в подземном оборудовании (приложение 1).

Посредством динамометрирования можно также обнаружить течь в соединениях насосных труб, фонтанные проявления в скважине, приближенно определить местонахождение динамического уровня в скважине и т. д. (см. руководство по динамометрированию И.Г.Белова).

Следует учитывать, что без систематического применения динамометрирования и полного использования получаемой при этом информации нельзя осуществлять процесс глубиннонасосной добычи нефти на должном уровне.

Приложение 1