WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

2, 8,8 10,4,1 3,6 11,2.Глубина спуска насоса, м. 1437,5 - 1418,8 - 1359,2 - 1841,7 - 1855,0 - 1856,3 - ( ) = 0.014f1 ( ) = 0.0076 f1 ( ) = 0.0103f1 ( ) = 0.0085f1 ( ) = 0.0103f1 ( ) = 0.0072 f139,69,6 131,0 97,6 117,9 97, 3.Длина хода полированного 218,8 - 226,9 - 227,1 - 218,8 - 218,8 - 218,8 - ( ) = 0.029 f1 ( ) = 0.032 f1 ( ) = 0.027 f1 ( ) = 0.029 f1 ( ) = 0.029 f1 ( ) = 0.029 fштока, м.

34,8 31,3 37,1 34,8 34,34, 4.Число качаний в минуту 7,47 - 8,13 - 7,89 - ( ) = 0,589 f1 ( ) = 0,563 f1 ( ) = 0,557 f1,695 1,776 1, 0,7 0,6 0,9 0,2 0,3 0,5.Обводненность продукции, % ( ) = 0,0265 ( ) = 0,0325 ( ) = 0,0369 ( ) = 0,0382 ( ) = 0,0445 ( ) = 0,64,1 49,3 51,5 31,4 29,2 23,1,1 2,2,5 2,5 2,6.Динамический уровень 1131,4 - ( ) = 0,0022 ( ) = 0,003 ( ) = 0,0034 ( ) = 0,004 f1 241,15 ( ) = 0,0029 ( ) = 0,жидкости, м.

1222,2 1011,1020,967,4 1166,1,1 1,4 1,3 1,0 0,7 0,7.Угол подвески насоса, градус ( ) = 0,0677 ( ) = 0,1120 ( ) = 0,1139 ( ) = 0,0989 ( ) = 0,0867 ( ) = 0,31,0 21,4 20,2 20,2 19,6 18,1,5 2,0 1,5 2,0 2,0 1,8.Максимальный угол наклона, ( ) = 0,0724 ( ) = 0,1254 ( ) = 0,1073 ( ) = 0,1179 ( ) = 0,1170 ( ) = 0,градус 34,5 23,9 23,3 25,4 25,6 23,2,0 2,0 2,0 1,3 1,1 1,9.Отклонение забоя от ( ) = 0,0029 ( ) = 0,0036 ( ) = 0,0033 ( ) = 0,0034 ( ) = 0,0027 ( ) = 0,вертикали, м 1041,4 829,0 918,6 687,0 793,0 818,1,2 0,7 0,4 0,1 0,9 0,10.Глубина максимальной ( ) = 0,0035 ( ) = 0,008 ( ) = 0,0034 ( ) = 0,0029 ( ) = 0,0082 ( ) = 0,кривизны, м 632,1 211,3 414,1 410,4 232,0 252,1,5 2,0 1,5 2,0 2,11.Глубина начала искривления, 184,4 - ( ) = 0,025 f( ) = 0,0113 ( ) = 0,0152 ( ) = 0,0131 ( ) = 0,0118 ( ) = 0,м 39, 221,7 196,9 190,6 254,5 235,2,5 2,0 2,5 2,5 2,12.Угол начала искривления, 10,9 - ( ) = 0,405 f( ) = 0,2662 ( ) = 0,3482 ( ) = 0,2987 ( ) = 0,3272 ( ) = 0,градус 2, 13,1 8,62 11,7 10,7 11,0,1 0,4 0,13.Среднее содержание КВЧ, ( ) = 0,0076 ( ) = 0,0129 ( ) = 0,мг/л 144,8 108,3 145,1,4 1,3 1,14.Максимальная интенсивность 2,0 2,5 2, искривления ствола скважины, ( ) = 1,2165 ( ) =1,5823 ( ) =1,2739 ( ) = 1,7377 ( ) = 2,6308 ( ) = 2,1,7 1,3 1, 2,0 1,5 1,градус/10 м Анализ полученных законов распределения интенсивности отказов глубинно-насосных установок в зависимости от геолого-промысловых и технологических параметров скважин показывает, что интенсивность отказов имеет вид непрерывно возрастающей функции. Характер функции свидетельствует о накоплении в деталях скважинного оборудования необратимых изменений в результате физических, химических и других процессов: усталости, изнашивания и старения.

По результатам исследования геолого-промысловых параметров скважин установлено, что наибольшее влияние на интенсивность отказов установок ШСН оказывает обводненность продукции. Для установок ЭЦН наибольшее влияние на интенсивность отказов оказывает параметр, характеризующий продуктивность скважины.

Анализ графических зависимостей, полученных для технологических параметров скважин, показал, что наибольшее влияние на интенсивность отказов электроцентробежных и штанговых насосных установок оказывают параметры, характеризующие углы искривления скважины.

При сравнении трех типов УШСН установлено, что с ростом параметров искривления скважин наименьшая интенсивность отказов достигается в скважинах, оборудованных насосами НВ1Б-32. При этом различное конструктивное исполнение и тип крепления цилиндра не выявили преимущество одного насоса перед другим.

Третий раздел посвящен моделированию эффективности системы технического обслуживания и ремонта скважин с различными типами глубинно-насосных установок. Произведена оценка коэффициента готовности, минимальных затрат и максимальной прибыли.

В работах Р.Я. Кучумова, Р.Р. Кучумова, Ю.В. Пчелинцева показано, что в промысловых условиях наиболее эффективна аварийно-плановая система технического обслуживания и ремонта скважин. Поэтому автором применена данная система для оценки технико-экономических показателей ремонта и обслуживания глубинно-насосных установок в условиях Кальчинского нефтяного месторождения (4)-(6).

Максимум коэффициента готовности:

KГ =, (4) 1+ (Т - Т ) (0) а п где о- оптимальный период проведения ремонтных работ, сут;

(о) – интенсивность отказов;

Тa- время проведения аварийного ремонта, при условии Тa>Тп, сут;

Тп- время проведения планового ремонта, сут.

Минимальные удельные затраты определяются по формуле:

min C*()=(Ca·Ta-Cn·Tn)·(о), (5) где Сп- стоимость проведения аварийного ремонта, руб;

Са- стоимость проведения планового ремонта, руб;

Максимальная удельная прибыль вычисляется:

Сo-(CaTa-CnTn)(o), (6) maxS() = 1+(Ta-Tn)(o) где Со- прибыль получаемая системой за единицу времени, руб;

На основе интерпретации промысловых данных по наработке на отказ установок ШСН и ЭЦН установлено, что их отказы подчиняются распределению Вейбулла с функцией распределения и интенсивностью отказов, представленной в таблице 2.

Таблица 2-Законы распределения отказов насосных установок № Тип Функция распределения Интенсивность п/п насоса отказов отказов 1,4 1, F() = 1- exp- ( ) = 0.1. НВ1Б-131, 131, 1,6 1, F( ) = 1- exp- ( ) = 0.2. НВ1Б- 197,197, 1,1, F( ) =1- exp- ( ) = 0.3. НН2Б-193,193, 1,1, F() =1- exp- ( ) = 0,4. ЭЦН-315, 315, 1,1, F( ) =1 - exp- ( ) = 0,5. ЭЦН-315, 315, 1, 4 1, F( ) = 1- exp- ( ) = 0,6. ЭЦН-408, 408,По результатам моделирования следует вывод, что в условиях Кальчинского нефтяного месторождения внешний вид полученных кривых для установок ШСН и ЭЦН имеет схожий характер с различием только в количественных показателях. Сравнивая величину количественных показателей для установок ШСН и ЭЦН, выявлено, что наибольшие значения коэффициента готовности и показателей экономической эффективности ТОР достигаются при уменьшении времени плановых ремонтов. Установлено, что при времени выполнения плановых ремонтов близким к продолжительности аварийных ремонтов не может быть обеспечен высокий коэффициент технической готовности ТОР. Таким образом, целесообразно применять систему технического обслуживания при отношении времени аварийного и планового ремонта больше значения 1,6.

Моделирование системы технического обслуживания и ремонта штанговых установок позволяет получить коэффициент готовности на уровне 0,9374-0,9609 при изменении периода оптимальных ремонтов до 133 до 833 сут.

Для электроцентробежных установок коэффициент готовности изменяется на уровне 0,9661-0,9757, а оптимальный периода проведения ремонтов - от 170 до 950 сут. Проведенное исследование по оценке эффективности технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок показало, что для достижения минимальных удельных затрат и максимальной удельной прибыли необходимо выбрать оптимальные сочетания времени и стоимости восстановительных работ. Выявлено, что оптимальные периоды проведения аварийно-плановых ТОР, обеспечивающие минимальные удельные затраты и максимальную удельную прибыль, значительно ниже чем, оптимальные периоды, при которых достигается максимум коэффициента готовности. Таким образом, максимум коэффициента готовности следует рассматривать как основной критерий оптимальности при организации технического обслуживания и ремонта скважин.

При реализации системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок по критерию максимума коэффициента готовности в условиях Кальчинского месторождения достигаются максимальные технико-экономических показатели, представленные в таблице 3.

Таблица 3 - Технико-экономические показатели системы ТОР Тип Коэффициент Удельные Удельная насоса готовности, д.е. затраты, руб. прибыль, руб.

НВ1Б-32 0,9399 16500 НВ1Б-44 0,9609 8700 НН2Б-44 0,9591 9720 ЭЦН-50 0,9681 10200 ЭЦН-60 0,9729 6000 ЭЦН-80 0,9757 8700 Четвертый раздел посвящен разработке метода подбора скважинного оборудования и оценке остаточного ресурса глубинно-насосных установок с помощью методов распознания образцов.

Построение законов распределения, с одной стороны, требует наличия выборки сравнительно большого объема, что связано со значительной затратой времени. С другой стороны, полученный закон распределения не учитывает влияние геолого-промысловых и технологических параметров на эксплуатационную надежность скважинного оборудования. Для решения данной задачи применены методы адаптации и обучения, а именно, методы распознавания образов.

Простейшим алгоритмом распознавания образов является метод потенциальных функций, который состоит из обучения и экзамена. В основе метода лежит процедура построения двух функций ФА(Х) и ФВ(Х). Затем, после окончания «обучения», начинается «экзамен», т.е. предлагается относить показанную на экзамене точку к классу А, если ФА(Х)> ФВ(Х), и к классу В, при обратном знаке неравенства.

Типичный пример потенциальной функции:

k n Фi (Х) = ехр- I (Х - Хij r ) j, (7) r=1 j= где I-информативность параметров;

i=1,2,…, m – число классов объекта;

r=1,2,…….,k – число объектов данного класса;

j=1,2,…, n – число компонент вектора состояния Х.

Информативность i-диапазона j-признака определяется по формуле:

i i i i I(x ) = D(x )[P(x ) - P(x )], (8) j j Аj Вj где D(xij)-диагностический коэффициент j-признака в i-диапазоне;

P(xiAj), P(xiВj)-вероятность появления у i-диапазона j-признака в группе А и В соответственно.

Диагностический коэффициент определяется следующим образом:

i P(x ) Аj i. (9) D(x ) = 10 lg j i P(x ) Вj Для реализации метода потенциальных функций вычислены значения информативности следующих параметров: коэффициента продуктивности, обводненности продукции, динамического уровня жидкости, глубины спуска насоса, длины хода полированного штока, числа качаний в минуту, среднего содержание КВЧ, отклонения забоя от вертикали, угла подвески насоса, максимального угла наклона, глубины максимальной кривизны, глубины начала искривления, угла начала искривления, максимальной интенсивности искривления ствола скважины.

При эксплуатации наклонно-направленных скважин возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны - ожидаемого дебита скважин, а с другой – достаточной надежности работы оборудования. Один и тот же дебит скважины, в общем случае, можно обеспечить множеством различных режимов работы насосного оборудования. Среди этого множества существует и оптимальная область, индивидуальная для каждой скважины. Для выбора рационального режима работы скважины необходимо как можно точнее оценить ее существующий режим. Следовательно, в работе рассмотрены как геолого-промысловые, так технологические параметры скважин, оказывающие влияющие на надежность работы глубинно-насосных установок. По результатам расчета диагностических коэффициентов получены диаграммы, позволяющие учитывать надежность при выборе типа и режима работы глубинно-насосных установок (рисунок 1-8).

4.0 8.3.6.2.4.1.0.2.-1.0.-2.-3.-2.-4.-4.-5.-6.-6.0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 1550 1600 1650 1700 1750 Глубина спуска насоса, м.

Коэффициент продуктивности, м3/сут·МПа НВ1Б-32 НВ1Б-44 НН2Б-НВ1Б-32 НВ1Б-44 НН2Б-Рисунок 1-Диаграмма для выбора штанговой скважинной установки Рисунок 2-Диаграмма для определения глубины спуска УШСН 6.4.3.4.2.1.2.0.0.-1.-2.-2.-3.-4.-4.-5.-6.0 -6.1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.Угол подвески насоса, градус Длина хода полированного штока, м.

НВ1Б-32 НВ1Б-44 НН2Б-НВ1Б-32 НВ1Б-44 НН2Б-Рисунок 3-Диаграмма для определения угла подвески УШСН Рисунок 4 - Диаграмма для определения длины хода полированного штока УШСН Диагностический коэффициент Диагностический коэффициент Диагностический коэффициент Диагностический коэффициент 8.6.6.4.4.2.2.0.0.-2.-2.-4.-4.-6.0 -6.4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.1450 1550 1650 1750 1850 1950 2050 2150 Число качаний в минуту Глубина спуска насоса, м.

НВ1Б-32 НВ1Б-44 НН2Б-44 ЭЦН-50 ЭЦН-60 ЭЦН-Рисунок 5-Диаграмма для определения числа качаний УШСН Рисунок 6-Диаграмма для определения глубины спуска УЭЦН 5.0 4.4.3.3.2.2.1.1.0.0.-1.-1.-2.-2.-3.-3.-4.-4.-5.-5.-6.0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.Угол подвески насоса, градус Коэффициент продуктивности, м3/сут·МПа ЭЦН-50 ЭЦН-60 ЭЦН-ЭЦН-50 ЭЦН-60 ЭЦН-Рисунок 7- Диаграмма для определения угла подвески УЭЦН Рисунок 8-Диаграмма для выбора электроцентробежной установки Диагностический коэффициент Диагностический коэффициент Диагностический коэффициент Диагностический коэффициент По результатам выполненного исследования установлены пороговые значения геолого-промысловых и технологических параметров режима работы глубинно-насосных установок и найдены благоприятные области применения различных типов скважинного оборудования на Кальчинском месторождении.

Эффективность эксплуатации скважин обеспечивается не только подбором рационального режима работы глубинно-насосных установок, но и системой их технического обслуживания и ремонта. Раннее диагностирование периода безотказной работы глубинно-насосных установок реализуется с помощью метода потенциальных функций. В качестве примера произведены расчеты по 60 добывающим скважинам Кальчинского нефтяного месторождения. Обработка информации методом потенциальных функций показала высокий процент прогнозирования наработки на отказ глубиннонасосных установок, который составил для УШСН - 90%, а для УЭЦН - 93,3 %.

Согласно исследованиям, проведенным в разделе 3, были определены оптимальные периоды проведения ремонтных работ, которые изменяются в пределах от 133 до 332 сут, для различных типов глубинно-насосных установок.

Промысловый опыт проведения ТОР показывает, что величина оптимального периода ремонтных работ (о) несколько занижена. Таким образом, возникает необходимость оценки остаточного ресурса глубинно-насосного оборудования.

Под остаточным ресурсом понимается наработка объекта, начиная с момента о до перехода в предельное состояние при установленных режимах работы скважин. Определение остаточного ресурса глубинно-насосного оборудования позволяет откорректировать величину о для каждой конкретной скважины.

В процессе эксплуатации скважины происходит изменение геологопромысловых и технологических параметров режима работы глубиннонасосных установок. Таким образом, для оценки остаточного ресурса глубиннонасосных установок предложена методика, основанная на применении метода потенциальных функций.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»