Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на основе динамометрирования и нейросетевых технологий

• Автор: Дунаев, Игорь Владиславович
• Шифр специальности: 05.13.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 158 с. : ил.

Список принятых сокращений
Глава 1. Анализ текущего состояния автоматизации контроля технологического процесса добычи нефти
1.1 Актуальность темы исследований
1.2 Анализ состояния автоматизации нефтяных промыслов
1.3 Анализ показателей эксплуатации нефтяной скважины
1.4 Анализ способов диагностики состояния скважинной штанговой
насосной установки
1.5 Расширение функциональных возможностей метода
динамометрирования скважинной штанговой насосной установки
1.6 Цель и задачи исследований
Выводы по первой главе
Глава 2. Разработка системы диагностики скважинной штанговой насосной установки
2.1 Обобщенный алгоритм диагностики скважинной штанговой
насосной установки
2.2 Динамическая модель системы скважина - штанговая насосная
установка
2.3 Система управления скважинной штанговой насосной установкой. 77 Выводы по второй главе
Глава 3. Разработка алгоритма идентификации состояния насосного оборудования скважины
3.1 Математическая обработка диагностической информации
3.2 Определение технического состояния насосного оборудования с
применением нейронных сетей

3.3 Расчет показателей работы скважинной штанговой насосной
установки с использованием математической модели
Выводы по третьей главе
Глава 4. Оценка эффективности идентификации состояния насосного оборудования скважины
4.1 Разработка программного комплекса идентификации состояния скважинной штанговой насосной установки
4.2 Оценка достоверности определения технического состояния установки СШН
4.3 Проверка адекватности динамической модели установки СШН
Выводы по четвертой главе
Основные выводы и результаты
Список литературы
Приложение А

Актуальность темы исследований
Современное состояние нефтедобывающей отрасли топливно-энергетического комплекса России характеризуется тем, что большинство нефтедобывающих производств относятся к промыслам в поздней стадии эксплуатации, отличающейся увеличенной обводненностью продукции, снижением среднего дебита добывающих скважин и ростом затрат на каждую добытую тонну нефти [2].
На современном этапе добыча нефти характеризуется неустойчивыми и слабыми (около 2% в год) темпами роста. Это связано с тем, что, во-первых, степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений очень высоки. Во-вторых, уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых месторождений. В-третьих, велика обводненность добываемой нефти: свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70%, то есть при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти добывается все меньше [22,51].
Продолжает ухудшаться структура запасов. Доля трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся изначально более низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти, уже достигла 55-60% и продолжает расти. Более половины фонда добывающих скважин нефтяных компаний находятся в диапазоне низких дебитов на грани рентабельности.
Это означает, что для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах необходимы другие технологии, нежели при использовании традиционных систем разработки. При этом современная технология добычи должна соответствовать следующим основным принципам: обеспечение

динамографов оценивают величину погрешности определения Бэф по динамограмме в 10-г 15 %
Кроме того, определение эффективного хода плунжера возможно далеко не во всех случаях, особенно с ростом глубины спуска и увеличением частоты качаний (когда возрастают динамические нагрузки на колонну насосных штанг), а также в случаях, когда динамограмма снята на скважине с высоковязкой продукцией (когда динамограмма имеет округлую форму с экстремальными точками в средней части хода).
Существенным ограничением определения производительности скважинного штангового насоса по динамограмме является то, что динамограмма используется для определения только эффективной длины хода плунжера. А величину утечек можно определить только испытанием колонны труб и клапанов насоса на герметичность при длительной остановке СШНУ.
Наличие утечек в насосе (как и его незаполнение) оказывает влияние на форму динамограммы. Следовательно, при обеспечении соответствующей расшифровки динамограммы возможно определение величины утечек в насосе без прекращения работы установки.
Однако при возникновении колебательных нагрузок динамограмма искажается и в некоторых случаях при нормально работающем скважинном насосе может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах, которые, в свою очередь, являются результатом интерференции собственных упругих колебаний штанг и вынужденных колебаний, вызванных работой станка-качалки. В связи с этим практические динамограммы разделяются по форме на «параллелограммные» и «динамические» [18].
Это разделение иллюстрируется на рисунке 1.11.