акустический способ контроля технического состояния электрической центробежной насосной установки

Формула изобретения

1. Акустический способ контроля технического состояния электрической центробежной насосной установки, основанный на измерении информативного параметра, характеризующего работу установки, при котором в затрубном пространстве на устье скважины выделяют перепады давления, преобразуют их в симметричные противофазные сигналы переменного тока, фильтруют от помех, усиливают с подавлением синфазных сигналов и электромагнитных фоновых наводок и регистрируют на первичном документе, который расшифровывают, а подавление фоновых наводок производят путем режекции основной гармоники на частоте промышленной сети, отличающийся тем, что в качестве информативного параметра используют интенсивность вибраций установки, которую определяют по среднему значению зарегистрированного сигнала и коэффициенту усиления, и измеряют высоту газового столба в скважине, а по высоте столба вычисляют затухание акустического сигнала, причем определение интенсивности производят с учетом затухания.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отфильтрованные и усиленные электрические сигналы выпрямляют и сглаживают, а интенсивность вибраций измеряют путем прямого отсчета по уровню сглаженного сигнала при фиксированном значении коэффициента усиления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для контроля технического состояния скважинной электрической центробежной насосной установки (УЭЦН).

Наиболее близким по своей технической сущности предлагаемому изобретению является акустический способ контроля технического состояния скважинного штангового насоса и компрессорных труб (патент РФ N 2069257 "Акустический способ контроля технического состояния скважинного штангового насоса и компрессорных труб"), основанный на измерении информативного параметра, характеризующего работу насоса, при котором в затрубном пространстве на устье скважины выделяют перепады давления, преобразуют их в симметричные противофазные сигналы переменного тока, фильтруют от помех, усиливают с подавлением синфазных сигналов и электромагнитных фоновых наводок и регистрируют на первичном документе, который расшифровывают, а подавление фоновых наводок производят путем режекции основной гармоники на частоте промышленной сети.

Недостатком этого способа является ограниченная область его применения.

Целью изобретения является расширение области применения способа.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве информативного параметра, характеризующего работу УЭЦН, используют интенсивность вибраций установки, которую определяют по среднему значению зарегистрированного сигнала и коэффициенту усиления, и измеряют высоту газового столба в скважине, а по высоте столба вычисляют затухание акустического сигнала, причем определение интенсивности вибраций производят с учетом затухания.

Техническая сущность заявляемых решений может быть пояснена следующим образом.

Процесс работы УЭЦН сопровождается механическими вибрациями системы насос - электродвигатель - компрессорные трубы, а интенсивность вибраций зависит от режима работы установки и степени износа ее механизмов.

Механические вибрации вызывают колебания давления в столбе жидкости и в газовом столбе скважины.

В соответствии с предлагаемым способом колебания давления в газовом столбе преобразуют в электрические сигналы, которые фильтруют, усиливают, регистрируют на первичном документе и усредняют, а интенсивность вибрации определяют путем деления среднего уровня сигнала в зарегистрированном интервале времени на величину коэффициента усиления электрических сигналов с последующей поправкой на коэффициент затухания акустического сигнала в скважине.

Оперативное измерение интенсивности вибрации непосредственно на месторождении производят следующим образом.

Отфильтрованные и усиленные электрические сигналы выпрямляют и сглаживают, а интенсивность вибраций измеряют путем прямого отсчета по уровню сглаженного сигнала с последующим делением на коэффициент усиления и поправкой на затухание.

Для определения затухания измеряют высоту газового столба в скважине, а по высоте газового столба и глубине спуска насоса вычисляют высоту столба жидкости над насосом.

Измерение высоты газового столба производят путем формирования акустической волны на устье скважины и последующей регистрации процесса ее распространения от устья до границы раздела сред газ-жидкость и обратно, причем регистрацию производят в виде записанной на первичный документ последовательности отраженных сигналов в линейном режиме (без ограничения по уровню).

Высоту газового столба определяют по интервалу времени между двумя смежными отраженными сигналами с учетом скорости звука в скважине.

Коэффициент затухания акустического сигнала в газовом столбе скважины определяют графоаналитическим способом путем построения кривой зависимости затухания от высоты газового столба, причем значение коэффициента затухания для конкретных точек кривой получают из соотношения амплитуд зарегистрированной последовательности отраженных сигналов.

Пример реализации способа приведен на чертеже, где условно обозначены: 1 - датчик, 2 - предварительный усилитель, 3 - подавитель фоновых наводок, 4 - фильтр нижних частот, 5 - регулируемый усилитель, 6 - регистрирующий узел, 7 - измерительный узел.

Работа устройства, реализованного по предлагаемому способу, которое для краткости называют "виброэхографом", заключается в следующем.

Датчик 1, выполняющий роль первичного преобразователя и конструктивно размещенный в отдельном корпусе, называемом "волномером", подсоединяют к затрубному пространству скважины, например, через патрубок для эхолотирования.

Вторичный регистрирующий прибор, который называют "регистратором", включает в себя предварительный усилитель 2, подавитель фоновых наводок 3, фильтр нижних частот 4, регулируемый усилитель 5, регистрирующий узел 6 и измерительный узел 7.

Датчик 1 и регистратор соединяют электрическим сигнальным кабелем.

При измерении интенсивности вибраций УЭЦН регистратор устанавливают в режим "диагностика", например, нажатием на кнопку, а при измерении высоты газового столба регистратор устанавливают в режим "локация". Режимы работы регистратора отличаются значениями коэффициентов усиления электрических сигналов.

Электрические сигналы с выхода датчика 1 поступают на вход предварительного усилителя 2, выполненного по симметричной схеме. Предварительный усилитель 2 осуществляет усиление электрических противофазных сигналов на его входах и подавляет синфазные сигналы от внешних электромагнитных полей.

С выхода предварительного усилителя 2 электрические сигналы поступают на вход подавителя фоновых наводок 3, выполненного в виде симметричного двойного T-образного моста и настроенного на частоту промышленной сети (50 Гц).

Подавитель фоновых наводок 3 осуществляет ослабление сигналов на частоте 50 Гц.

С выхода подавителя фоновых наводок 3 электрические сигналы поступают на вход фильтра нижних частот 4, который производит ограничение полосы пропускаемых частот по верхнему уровню и окончательно отфильтровывает полезные сигналы.

С выхода фильтра нижних частот 4 электрические сигналы поступают на вход регулируемого усилителя 5, выполненного с фиксированными значениями коэффициентов усиления.

Регулируемый усилитель 5 производит усиление электрических сигналов до уровня, необходимого для их регистрации.

С выхода регулируемого усилителя 5 электрические сигналы поступают на вход регистрирующего узла 6 и измерительного узла 7.

Регистрирующий узел 6 производит регистрацию электрических сигналов на первичный документ, например, путем записи на термочувствительную бумагу.

Записанную последовательность сигналов в режиме диагностики называют "виброграммой", а записанную последовательность отраженных сигналов в режиме локации называют "эхограммой".

При этом виброграмма содержит информацию о характере колебаний, вызванных вибрацией УЭЦН, и представляет собой первичный документ, который используют для определения спектральных характеристик записанного процесса, например, амплитуд и частот, путем сканирования виброграмм с последующим определением спектральных составляющих по преобразованию Фурье.

Эхограмма содержит информацию об уровне жидкости в скважине, который численно равен высоте газового столба, а также информацию о затухании акустических сигналов в газовом столбе. Измерительный узел 7 включает в себя двухполупериодный выпрямитель, сглаживающий фильтр и усилитель тока, нагрузкой которого служит стрелочный индикатор.

При этом показания стрелочного индикатора пропорциональны интенсивности вибраций, то есть энергетическому параметру колебательного процесса, который характеризует техническое состояние установки и является одним из основных показателей степени износа оборудования.

Интенсивность вибрации измеряют по показанию стрелочного индикатора с последующим делением на коэффициент усиления и поправкой на затухание акустического сигнала в скважине.

Испытания устройства, реализованного по предлагаемому способу, проведенные в ОДАО "Приобьнефть" г. Нижневартовска для контроля технического состояния УЭЦН и корректировки режима, позволили установить следующее.

Интенсивность вибрации в исходном состоянии для 30% исследованных скважин соответствовала низкому уровню в пределах 0,21-0,36 в относительных единицах; для 40% скважин соответствовала среднему уровню в пределах 0,53-0,82 и для оставшихся 30% скважин соответствовала высокому уровню в пределах 0,92-1,86.

После корректировки режима интенсивность вибрации снизилась в пределах от 1,4 до 2-х раз для 50% скважин, от 4 до 15,6 - для 30% скважин и осталась без изменения для 20% скважин, которые эксплуатировались в режиме, близком к номинальному.

Численные значения интенсивности вибрации после корректировки режима работы УЭЦН соответствовали: высокому уровню в пределах от 0,96 до 1,04 для 20% скважин; среднему уровню в пределах от 0,53 до 0,68 для 20% скважин и низкому уровню в пределах от 0,05 до 0,26 для 60% скважин.

Измерение дебита, полученное по данным системы телемеханики путем сравнения среднесуточных значений до корректировки режима работы УЭЦН и после, составило следующие значения: снижение дебита от 2,5 до 7,6% для 10% скважин; повышение дебита от 2,3 до 7,7% для 20% скважин; повышение дебита от 48,7 до 59% для 30% скважин и без изменения дебита для 40% скважин.

Численные значения коэффициента затухания акустических сигналов в скважине составили величину от 1,25 до 1,85 при динамических уровнях жидкости от 357 до 1036 м.

Количество повторений отраженного сигнала в режиме "локация" составило не менее 4-х при максимальном значении динамического уровня, равном 1036 м.

Текущий контроль выбранной скважины осуществляют путем измерения интенсивности вибрации с последующим сравнением полученной величины с ранее зарегистрированным значением и по величине отклонения в сторону увеличения судят о техническом состоянии установки.

Таким образом, устройство, реализованное по предлагаемому способу, позволяет измерять интенсивность вибраций УЭЦН и динамический уровень жидкости в скважине при дополнительных затратах времени, составляющих 2-3 минуты на одну скважину, по сравнению с эхолотированием скважин.

В итоге предлагаемый способ позволяет осуществлять контроль технического состояния УЭЦН, корректировать режим ее работы и определять предаварийное состояние установки, которое характеризуется кратным увеличением интенсивности вибраций.