Акустический способ контроля технического состояния скважинного штангового насоса и компрессорных труб

 

Назначение: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для контроля состояния штанговых глубинных насосов и компрессорных труб в добывающих скважинах, независимо от их кривизны. Сущность изобретения: способ включает измерение, преобразование, усиление и регистрацию на первичном документе сигнала, создаваемого работой насоса, расшифровку документа и принятие решения. В качестве информативного параметра используют перепад давления в затрубном пространстве на устье скважины, который преобразуют в симметричные противофазные электрические сигналы переменного тока, фильтруют от помех и усиливают с подавлением синфазных сигналов и электромагнитных фоновых наводок. Причем подавление фоновых наводок производят путем режекции основной гармоники на частоте промышленной сети. В процессе преобразования давления в электрические сигналы производят разряд статического потенциала, создаваемого давлением в затрубном пространстве на устье скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для контроля состояния штанговых глубинных насосов и компрессорных труб в добывающих скважинах, независимо от их кривизны.

Известен способ определения негерметичности системы "штанговый насос - компрессорные трубы", включающий снятие первичной динамограммы работающей системы в скважине и ее расшифровку, остановку скважины после снятия первичной динамограммы, выдержку скважины, повторный запуск и снятие повторной динамограммы с последующим принятием решения о герметичности системы по изменению нагрузки от сил трения при расшифровке первичной и повторной динамограмме [1] Недостатком известного способа является низкая оперативность контроля и ограниченная возможность его применения.

Низкая оперативность определения негерметичности системы "штанговый насос компрессорные трубы" по данному способу обусловлена сложностью и трудоемкостью монтажа и демонтажа оборудования, необходимого для снятия динамограмм, запусками, остановками и выдержкой скважины в течение определенного времени.

Ограниченная возможность известного способа обусловлена, с одной стороны, тем, что он может быть применен только для скважин, оборудованных штанговыми насосами, и, с другой стороны, особенностями его технической реализации. В частности, качественные характеристики зарегистрированного на динамограмме процесса существенным образом зависят от ряда технологических факторов, например, точности согласования механических и гидравлических узлов динамографа, состава жидкости в гидравлическом тракте, наличия мехпримесей, упругости мембраны и геликсной пружины, соотношения веса подвижной части механизма и диапазона изменения механических нагрузок.

Указанные особенности динамографирования, положенного в основу известного способа, существенно ограничивают область контролируемых параметров и разрешающую способность контроля, что, в частности, не позволяет определять на ранней стадии отклонения от заданного технологического режима и проводить своевременные профилактические мероприятия для увеличения межремонтного периода работы скважинного оборудования.

Целью изобретения является повышение оперативности контроля и расширение возможностей способа.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве информативного параметра используют давление в затрубном пространстве скважины, которое преобразуют в симметричные противофазные электрические сигналы переменного тока, фильтруют их от помех и усиливают с подавлением синфазных сигналов и электромагнитных фоновых наводок, причем подавление фоновых наводок производят путем режекции основной гармоники на частоте промышленной сети, а в процессе преобразования давления в электрические сигналы производят разряд статического потенциала, создаваемого давлением в затрубном пространстве на устье скважины.

Техническая сущность заявляемых решений может быть пояснена следующим образом.

Работа скважинного насоса основана на создании перепадов давления, формирующих направленный поток жидкости в компрессорных трубах. Создаваемые насосом перепады давления вызывают колебания гидравлического и газового столба в затрубном пространстве скважины, причем, газовый столб совместно с обсадной колонной образуют закрытый акустический канал. Качественные характеристики процесса изменения давления в затрубном пространстве скважины в определяющей степени связаны с вызвавшими данный процесс причинами, то есть с работой насоса.

Изменение технического состояния насоса, например, появление негерметичности в приемном или нагнетательном клапанах, приводит к изменению формы колебаний давления в затрубном пространстве скважины. Таким же образом на форме колебаний отражаются негерметичности соединений в компрессорных трубах и другие факторы, сопровождающие работу скважинного оборудования например, удары штанг о муфты, вертикальные вибрации в подвижной части механизма насоса, негерметичность обратного затрубного клапана.

В силу указанных причин колебания давления в затрубном пространстве являются наиболее информативным параметром, отражающим работу насоса и состояние скважинного оборудования.

Для регистрации на первичный документ колебания давления предварительно преобразуют в симметричные противофазные сигналы, выделяют из них переменные составляющие, фильтруют от помех и усиливают противофазные составляющие сигналы, а синфазные подавляют. Кроме того, производят подавление электромагнитных фоновых наводок путем режекции (заграждения) основной гармоники на частоте промышленной сети.

Приведенная последовательность операций предварительной обработки сигналов обусловлена необходимостью получения требуемого качества записанного на первичном документе процесса изменения давления в затрубном пространстве, т. к. волнограммой.

Требуемое качество волнограмм достигают усилением сигналов до необходимого уровня и комбинированной фильтрацией полезных сигналов, включающей локальное подавление на фиксированной частоте гармонических сосредоточенных помех, создаваемых электромагнитными фоновыми наводками, и подавление синфазных составляющих, индуцированных помехами в широком диапазоне частот.

Такое решение позволяет производить усиление полезных сигналов при незначительном искажении формы зарегистрированного на волнограмме процесса.

Пример реализации способа приведен на чертеже, где условно обозначены: 1- пьезокерамический датчик давления, 2 симметрирующее устройство, 3, 4 - повторители напряжения, 5, 6 режекторные фильтры, 7 дифференциальный усилитель, 8 регистрирующее устройство.

Работа устройства, реализованного по предлагаемому способу, заключается в следующем.

К затрубному пространству скважины подсоединяют датчик давления 1, выполненный, например, в виде пьезокерамического микрофона. Датчик давления 1 выполняет функцию первичного преобразователя давления в электрический сигнал и соединен через двухжильный кабель со вторичным прибором, включающем в себя симметрирующее устройство 2, повторители напряжения 3, 4, режекторные фильтры 5, 6. Дифференциальный усилитель 7 и регистрирующее устройство 8.

Электрический сигнал с выхода датчика давления 1 поступает на вход симметрирующего устройства 2, выполненного, например, в виде высокоомного резистивного делителя напряжения с соотношения плеч 1:1, у которого общая точка соединения резисторов подключена к общему проводу источников питания дифференциального усилителя 7. В этом случае на плечах резисторов симметрирующего устройства 2 будут сформированы два симметричных противофазных сигнала по отношению к общему проводу источников питания усилителя 7.

Каждое из плеч симметрирующего устройства 2 подключено ко входу соответствующего повторителя напряжения 3 и 4, каждый из которых выполнен по идентичной схеме, например, на операционных усилителях с полевыми транзисторами на входе. Переменные электрические противофазные сигналы с выходов повторителей напряжения 3 и 4 поступают на входы режекторных фильтров 5 и 6, выполненных идентично, например, в виде двойного Т-образного моста, каждый из которых настроен на частоту основной гармоники промышленной сети (50 Гц).

Режекторные фильтры 5 и 6 производят подавление электромагнитных фоновых наводок, создаваемых при работе силового электрооборудования скважин. Степень подавления зависит от подборки номиналов резисторов и электрических параметров конденсаторов, образующих схему двойного Т-образного моста, и составляет 45-50 дБ.

Отфильтрованные от фоновых наводок сигналы с выходов режекторных фильтров 5 и 6 поступают на прямой и инверсный входы дифференциального усилителя 7 со ступенчатой регулировкой усиления и высоким входным сопротивлением.

Дифференциальный усилитель 7 производит усиление противофазных симметричных сигналов до необходимого уровня при одновременном подавлении синфазных составляющих, наведенных помехами на высокоомном датчике давления 1, симметрирующем устройстве 2 и на собственных входах. Симметричные противофазные сигналы с выходов повторителей напряжения 5 и 6 подключены соответственно к прямому и инверсному входам дифференциального усилителя 7, выход которого подключен ко входу регистрирующего устройства 8. Электрический сигнал на выходе датчика давления 1 содержит постоянную составляющую и переменную, создаваемую колебаниями давления в затрубном пространстве скважины. Постоянная составляющая электрического сигнала на выходе датчика давления 1 образована статическим давлением в затрубном пространстве, то есть постоянной составляющей давления, и не содержит информации о процессах, происходящих при работе скважинного оборудования.

По этой причине, а также с учетом требований искробезопасности, постоянную составляющую электрического сигнала на выходе датчика давления 1 устраняют путем ее разряда на резистивный делитель напряжения симметрирующего устройства 2. Номиналы резистивного делителя напряжения в симметрирующем устройстве выбраны таким образом, чтобы обеспечит разряд постоянной составляющей при незначительном уменьшении амплитуды полезного сигнала в области нижних частот (на 3 дБ).

Повторители напряжения 3 и 4 выполнены идентично и предназначены для согласования с выходами высокоомного делителя напряжения в симметрирующем устройстве 2. Подавление индуцированных внешними электромагнитными полями помех обусловлено симметрией относительно потенциала земли электрических цепей, образованных системой " датчик давления дифференциальный усилитель", а также свойством дифференциального усилителя подавлять синфазные сигналы, так как внешние помехи наводят в симметричных цепях одинаковые по величине синфазные сигналы. Степень подавления синфазных сигналов зависит от конкретного типа дифференциального усилителя и достигает 60-70 дБ.

Применение комбинированного подавления помех в приведенной на фиг.1 схеме устройства вызвано тем, обстоятельством, что амплитуда полезных информационных сигналов, создаваемых колебаниями давления в затрубном пространстве скважины, составляет тысячные доли вольта, а уровень фоновых наводок на первичном преобразователе и соединительном кабеле может достичь единиц вольт.

В качестве датчика давления 1 используют пьезокерамический микрофон в виде пустотелого цилиндра, выполненного из титаната бария.

Симметрирующее устройство 2 выполнено на двух резисторах с номиналами 5,1 м, рассеиваемой мощностью 0,25 Вт и 2-процентным отклонением номиналов.

В качестве повторителей напряжения 3 и 4 использованы операционные усилители типа 140УД8А, а в качестве режекторных фильтров 5 и 6 использованы двойные Т-образные мосты, выполненные на резисторах типа С2-23-0,125 с номиналами 32к и 16к и допуском на отклонение от номинала ± 1% и конденсаторах типа ОСК71-7В с номиналами 0,1 мкф и 0,2 мкф и допуском ± 1% Глубина режекции на частоте 50 Гц при нагрузке фильтра на активное сопротивление 4,3 м составила 46 дБ.

В качестве дифференциального усилителя 7 использован предварительный усилитель от электрокардиографа ЭКТ1-03М с полевыми транзисторами на входе типа КПС 104Д, а в качестве регистрирующего устройства 8 электрокардиограф ЭКТ1-03М, за исключением предварительного усилителя напряжения.

Экспериментальные исследования устройства, реализованного согласно заявляемому способу, были проведены на скважинах НГДУ "Белозернефть" ПО "Нижневартовскнефтегаз". В процессе исследований скважин, оборудованных штанговыми насосами, произведено также снятие динамограмм для сопоставительного анализа полученных процессов.

Кроме того, были проведены исследования скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами.

В результате экспериментальных исследований скважин, оборудованных штанговыми насосами, были установлены следующие типовые неисправности и отклонения от нормального технологического режима в работе насоса и скважинного оборудования: негерметичность приемного и нагнетательного клапанов насоса, негерметичность компрессорных труб, неправильная посадка плунжера (верхняя и нижняя), неправильная посадка клапанов насоса (запаздывание), наличие вертикальных вибраций подвижного механизма насоса (редуктора, штанг), удара штанг о муфты резьбовых соединений компрессорных труб, обрыв штанг или плунжера, негерметичность обратного клапана в затрубном пространстве скважины; превышение производительности насоса над притоком из пласта.

При экспериментальных исследованиях скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами, были установлены следующие типовые нарушения технологического режима: неправильная установка насоса, сопровождающаяся механическими вибрациями; негерметичность компрессорных труб выше уровня жидкости в скважине; негерметичность эксплуатационной колонны (ниже уровня жидкости); негерметичность обратного клапана в затрубном пространстве скважины.

Экспериментальные исследования обоих типов скважин в остановленном режиме позволили установить наличие перетоков в пластах и нарушение состояния призабойной зоны (пульсации притока из пласта).

В целом устройство по предлагаемому способу позволяет повысить оперативность контроля по сравнению с динамографированием в 6-7 раз; увеличить разрешающую способность контроля, характеризующуюся масштабом зарегистрированных на первичном документе колебаний давления, не менее чем на порядок; определить отклонения от технологического режима, которые не могут быть зарегистрированы на динамограмме, и существенно расширить область применения, в частности, для скважин оборудованных электрическими центробежными насосами.

Кроме того, данный способ может быть также использован для фонтанных, газлифтных и газовых скважин, так как во всех этих случаях колебания давления в затрубном пространстве являются наиболее информативным параметром, отражающим процессы работы скважинного оборудования.

С учетом изложенного предлагаемый способ по сути является универсальным способом контроля работы скважинного оборудования, независимо от их типа.

Формула изобретения

1. Акустический способ контроля технического состояния скважинного штангового насоса и компрессорных труб, основанный на измерении информативного параметра, характеризующего работу насоса, регистрации его на первичном документе и расшифровке документа, отличающийся тем, что в затрубном пространстве на устье скважины выделяют перепады давления, преобразуют их в симметричные противофазные сигналы переменного тока, фильтруют от помех и усиливают с подавлением синфазных сигналов и электромагнитных фоновых наводок, причем подавление фоновых наводок производят путем режекции основной гармоники на частоте промышленной сети.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе преобразования перепадов давления, выбранных в качестве информативного параметра, производят разряд статического потенциала, создаваемого давлением.

РИСУНКИ

Рисунок 1