5.12. Выбор электродвигателя станка-качалки

Приводом станков-качалок служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и их модификации с повышенным пусковым моментом АОП, а также электродвигатели серии А02 и их модификации АОП2, которые имеют более высокий КПД и надежнее в эксплуатации. Электродвигатели имеют частоту вращения 1500 и 900 мин¹, отношение пускового момента к номинальному 1,8-2, отношение максимального момента к номинальному 2,2-2,8.

Выбирают электродвигатель по необходимой мощности. Необходимая мощность электродвигателя (в кВт) рассчиты­вается по формуле Д.В. Ефремова:

5.13. Подача штанговой скважинной насосной установки

Рассмотрим схему плунжерного насоса, представленную на рис. 5.16. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера S_пл. Наружный диаметр плунжера D_пл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 26; б— зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный мо­мент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.

что приводит к уменьшению во времени коэффициента утечек и соответственно коэффициента подачи. С течением времени рабочие поверхности плунжера, цилиндра и клапанов изнаши­ваются в результате чего увеличиваются зазоры между ними и возрастают утечки жидкости. Для предотвращения утечек необходима тщательная пригонка плунжера к цилиндру. Чем больше глубина, тем тщательней должна быть пригонка, так как с увеличением глубины возрастает давление на плунжер, увеличивающее утечки.

В целом коэффициент подачи штангового насоса может изменяться в широких пределах и может быть больше 1 при полуфонтанной работе скважины. Для нормальных условий значение коэффициента подачи, а находится в пределах 0,6-0,8. Если коэффициент подачи снижается до 0,5 и менее, требуется тщательная проверка работы установки, выявление причин снижения и принятие решений по повышению коэффициента подачи.

5.15. Измерение нагрузок на штанги с помощью динамографа

Измерение нагрузок осуществляется специальным при­бором, называемым динамографом. Графическая зависимость нагрузки, действующей в каком-либо сечении штанг в течение насосного цикла (ход вверх — ход вниз) в функции перемеще­ния этого сечения, называется динамограммой. Динамограф — прибор, регистрирующий на специальном бланке изменение нагрузки за время насосного цикла. Существует много типов динамографов, но все они по принципу действия могут быть разделены на несколько классов: механические, гидромехани­ческие, электрические, электронные и др. Каждый класс дина­мографов имеет как преимущества, так и недостатки.

В зависимости от места установки динамографа они раз­деляются на две группы:

1. Глубинные динамографы, устанавливаемые, как правило, в нижней части колонны штанг (над плунжером насоса). Они регистрируют нагрузки, действующие в течение насосного цикла на плунжер. Широкого применения в нефтепромысловой практике глубинные динамографы до настоящего времени не получили.

2. Поверхностные динамографы, устанавливаемые в ме­сте соединения полированного штока с канатной подвеской станка-качалки (ТПШ) и получившие довольно широкое рас­пространение.

Рассмотрим принципиальную схему поверхностного ги­дромеханического динамографа, представленную на рис. 5.17. Динамограф состоит из двух частей: силоизмерительной I и регистрирующей П.

Силоизмерительная часть состоит из верхнего 1 и нижнего 2 рычагов, которые для измерения нагрузки устанавливаются между траверсами канатной подвески и воспринимают нагрузку

Рис. 5.17. Принципиальная схема гидромеханического динамографа:

1 — верхний рычаг; 2 — нижний рычаг; 3 — опорный ролик; 4 — призма; 5 — мессдоза; 6 — поршень; 7 — шарик; 8 — капил­лярная трубка; 9 — геликоидальная манометрическая пружина; 10 — корпус; 11 -- ходовой винт; 12 — каретка со столиком; 13 — стрелка с пером; 14 — шкив; 15 — шнур; 16 — ролик

в течение насосного цикла. Для изменения масштаба измерения усилий требуется изменить плечо рычагов по отношению к воспринимаемой нагрузке G перестановкой опорных роликов

3. Действующая нагрузка G передается рычагам через призмы

4. Верхний рычаг 1 имеет мессдозу 5 с мембраной. Мессдоза заполнена жидкостью. В мессдозу входит поршень 6, нижний торец которого через шарик 7 опирается на нижний рычаг 2. Мессдоза 5 связана капиллярной трубкой 8 с геликоидальной манометрической пружиной 9. Под действием приложенной нагрузки G давление жидкости в мессдозе повышается и по капиллярной трубке передается геликсной пружине 9, под действием чего верхний конец ее разворачивается на угол, про­порциональный давлению.

Регистрирующая часть динамографа включает корпус 10, внутри которого имеется ходовой винт И, с которым связана каретка 12 со столиком. На верхнем конце геликсной пружины имеется стрелка с пером 13. При вращении ходового винта 11 каретка 12 со столиком перемещается вверх или вниз. На конце ходового винта имеется шкив 14 с возвратной пружиной. На шкив намотан шнур 15. Второй конец шнура через ролик 16 закрепляется к устьевой арматуре. После закрепления динамо­графа между траверсами и шнура к устьевой арматуре прибор готов к работе. При ходе вверх шкив 14 вращается, приводя в действие ходовой винт 11, который перемещает каретку 12 со столиком вверх. При ходе вниз шнур 15 наматывается на шкив 14 под воздействием возвратной пружины, а ходовой винт 11 перемещает каретку 12 со столиком вниз.

На столике каретки закрепляется бланк, на котором и фик­сируются пером 13 изменяющиеся в течение хода «вверх—вниз» нагрузки, действующие в ТПШ. Перемещение каретки со сто­ликом пропорционально ходу полированного штока.

Изменение масштаба регистрации усилий достигается перестановкой опорного ролика 3 между верхним 1 и нижним 2 рычагами; изменение масштаба перемещения каретки 12 со столиком производится сменой диаметра шкива 14.

Таким образом, применение динамографа позволяет фик­сировать зависимость усилия, действующего в ТПШ, в функции перемещения ТПШ (длины хода полированного штока) G = f(S) и называемой динамограммой.

Широкое распространение гидромеханического динамогра­фа обусловлено его простотой, оперативным получением пер­вичной информации - динамограммы и возможностью здесь же, на месте, определения основных неисправностей СШНУ или причин недостаточной эффективности работы установки.

К недостаткам данного вида оборудования относятся низкая точность и достоверность информации, субъективность в оценке и расшифровке динамограмм, остановка станка-качалки для установки динамографа, большие затраты времени и ручного труда операторов по исследованию скважин, особенно при сложных погодно-климатических условиях, невозможность телемеханизации и телеавтоматизации процесса динамометри-рования, затруднение в сборе и обработке полученной инфор­мации с помощью ЭВМ.

В настоящее время в нефтяной промышленности при технической диагностике СШНУ широкое распространение получили микропроцессоры.

Существует множество видов оборудования для диагности­ки и контроля за работой ШСНУ на базе микропроцессорных систем.

Так, например, фирма «АТК» (г. Пермь) предлагает систему, состоящую из стандартного геликсного динамографа, датчика давления и перемещения, который соединен со вторичными приборами, предназначенными для хранения и первичной об­работки информации, а также для передачи этой информации в ЭВМ для обработки и анализа полученных данных. Фирма поставляет также программное обеспечение, позволяющее определить до 14 параметров системы «пласт — скважина — установка», такие как: динамический уровень, дебит скважины, нагрузка в точке подвеса колонны штанг, коэффициенты подачи и наполнения насоса и некоторые другие. Однако при всех сво­их достоинствах этот способ динамометрирования имеет свои недостатки. К ним в первую очередь относится необходимость остановки станка-качалки для монтажа динамографа, подвеска полированного штока на специальном зажиме, ручной монтаж и демонтаж динамографа между траверсами канатной подвески станка-качалки, невозможность телемеханизации процесса динамометрирования.

Подобное оборудование используется фирмой Dynapump (США). В этой системе геликсный динамограф заменен на электронные датчики давления, а персональный компьютер максимально приближен к скважине для оперативной обра­ботки и анализа информации, а также выдачи рекомендаций по дальнейшей эксплуатации данной скважины. Система в целом мобильна и имеет ряд преимуществ перед ранее известными.

К недостаткам этой системы относится невозможность телемеханизации процесса диагностирования. Этого недостат­ка лишены системы, разработанные фирмами «Mobil Oil Co» (США), «DELTA-X» (США), «Baker CAC» (США). Система диагностики включает датчик нагрузки на колонне штанг, си­стему сбора данных и каналы от конечных устройств к ЭВМ. Система состоит из центрального, обрабатывающего инфор­мацию, комплекса и полевых компьютеров, обслуживающих группы скважин.

Оценка технического состояния ШСНУ проводится по ре­зультатам последовательных замеров определенных параметров работы. Система применяется не только для диагностики, но и для оптимизации режима работы установок, анализа нагружен­ности колонны насосных штанг, работы станка-качалки и его уравновешенности.

Компания «ЭХОМЕТР» (США) предлагает комплексную систему исследования работы скважин. Для количественного динамометрического анализа необходимы данные высокой степени точности, для получения которых требуется исполь­зование калиброванного датчика. Преимущество этой системы состоит в высокой скорости обработки данных компьютером и чувствительности к ускорению датчика нагрузки.

Существуют также системы диагностики и других зару­бежных фирм.

В последнее время большое количество российских фирм занимается разработкой и внедрением систем диагностики работы скважинных штанговых насосов. Среди них необ­ходимо отметить систему диагностики насосных установок СДНУ-ЗМ (разработчик — РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), аппаратно-программный комплекс динамометрирования скважин «Квантор» (г. Набережные Челны), электронный динамограф MS-117 (фирма Маркетинг-Сервис, г. Набережные Челны), динамограф СИДДОС (фирма «СИАМ» г. Томск), комплекс диагностики скважин «КДС-П» (ПермНИПИнефть, г. Пермь), комплекс диагностики станков-качалок «Омега» (АОЗТ «Волжское конструкторское бюро», г. Самара) и дру­гие. Практически все они основаны на анализе динамограмм, которые снимаются с помощью тензометрических датчиков нагрузки и датчиков перемещения головки балансира или по­лированного штока. Также, как в ранее рассмотренных системах («Дельта-Х», «ЭХОМЕТР», Dynapump), датчики нагрузки могут быть накладными (на полированный шток) или встраи­ваемые в канатную подвеску станка-качалки. Полученные в результате замеров динамограммы передаются на компьютеры по физическим линиям (проводные системы) или по систе­мам радиосвязи. В некоторых конструкциях фирмы «Микон» (г.Набережные Челны) и фирмы «СИАМ» (г. Томск) микро-ЭВМ встроена в прибор, совмещенный с датчиком нагрузки. В этом случае микро ЭВМ оснащена и датчиком акселерометром, заменяющим датчик перемещения полированного штока. Об­работка динамограммы проводится компьютером по заданной программе. Кроме динамограмм указанные системы могут проводить замеры ваттметрограмм для определения уравно­вешенности станка-качалки. Некоторые из современных систем диагностики пытаются воссоздать принципы, заложенные в СДНУ-ЗМ в начале 90-х годов XX века: тестирование клапанов скважинного штангового насоса, определение негерметичных интервалов колонны НКТ, использование системы для точного определения действительного дебита насосной установки, по­строение плунжерной динамограммы с определением нагрузок в штанговой колонне в любом ее сечении.

Кроме отсутствия субъективного подхода к анализу дина­мограмм и ваттметрограмм, электронные системы диагностики имеют важное преимущество, заключающееся в сохранении всех данных по исследованию скважин в хронологическом порядке. Это позволило создавать базы данных на нефтедобы­вающих предприятиях, которые используются для отслеживания правильности разработки месторождения и движения нефтепромыслового оборудования.