Способ диагностирования погружного электрического центробежного насоса

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для инструментального контроля эксплуатируемого в скважинах технологического оборудования. Способ диагностирования осуществляют при пуске электрического центробежного насоса (ЭЦН), выходе на стационарный режим, функционировании на стационарном режиме и при останове посредством одновременной регистрации на устье скважины мгновенных значений амплитуд потребляемого погружным электродвигателем тока, напряжения электропитания, мгновенных значений амплитуд вибраций на фланце трубной головки по трем компонентам и мгновенных значений величины давления водонефтяной смеси (буферное давление). Сравнивают полученные параметры с первоначальными, определенными при вводе в эксплуатацию или первичном обследовании, или с установленными предельно допустимыми для ранее обследованных типоразмеров ЭЦН и по совокупности диагностических параметров определяют техническое состояние электродвигателя, центробежного насоса и собственно колонны насосно-компрессорных труб. Изобретение направлено на получение инструментальных данных для квалифицированной оценки изменения технического состояния погружного ЭЦН и колонны насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации и сокращения продолжительности простоя нефтяной скважины в связи с заменой технологического оборудования. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для инструментального контроля эксплуатируемого в скважинах технологического оборудования и сокращения продолжительности простоя нефтяной скважины в связи с его заменой путем осуществления: - диагностирования и оценки технического состояния функционирующих в скважине погружного электрического центробежного насоса (ЭЦН) и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); - обоснованного подъема ЭЦН из скважины для предотвращения обрыва.

Кроме того, изобретение может быть использовано при скважинной добыче других полезных ископаемых.

Известен способ увеличения продолжительности срока службы электрической центробежной насосной установки [1], где "в качестве информативного параметра используют уровень вибраций в газовом столбе, в затрубном пространстве на устье скважины, который последовательно измеряют при регулировании мощности электродвигателя и напора насоса, и определяют его минимальное значение, по которому устанавливают рабочий режим насоса..." [1].

Устройство [2] , предназначенное для реализации способа [1], позволяет измерять и регистрировать... "переда[нные] через столб жидкости... колебания давления в газовом столбе затрубного пространства скважины", которые возбуждают "...механические вибрации при работе установки..." [2].

Недостатками способа [1] и устройства для его реализации [2] являются единственность и качество информационного параметра, характеризующего работу установки ЭЦН в скважине - уровня колебаний акустического давления в газовом столбе затрубного пространства.

Регистрация на устье скважины колебаний акустического давления в газовом столбе затрубного пространства не позволяет определенно установить корреляцию изменения уровня механических вибраций в процессе эксплуатации установки ЭЦН в связи с деградацией и возникновением дефектов в ее элементах: электродвигателе, насосе, насосно-компрессорных трубах и их соединениях.

Известно скважинное устройство для контроля температуры погружного электродвигателя и давления на приеме насоса, в котором с помощью скважинных датчиков регистрируют давление на приеме насоса и температуру обмоток погружного электрического двигателя (ПЭД) и передают измерительную информацию в виде частотно-модулированного сигнала через кабель-токопровод ПЭД в наземный блок измерительного оборудования [3] . Устройство используют для контроля указанных технологических параметров и защиты погружного электродвигателя от аномальных режимов, путем заданного ограничения значений контролируемых параметров.

Наиболее близким по технической направленности (прототип) к заявляемому изобретению являются выполненные НГДУ "Туймазанефть" исследования причин возникновения и характера вибраций в установках ЭЦН, в процессе которых были осуществлены измерения амплитуд радиальных виброперемещений ПЭД, закрепленного на устье скважины испытательного стенда [4].

Исследования показали, что "...максимальные значения радиальных виброперемещений [из] меняются в широких пределах: от 20 до 500 мкм независимо от мощности ПЭД", в то время как ГОСТ 18058-80 допускает не более 50 мкм [4].

При этом максимальная величина радиального виброперемещения (500 мкм) относится, прежде всего, к отремонтированным ПЭД, поскольку качество изготовления выше качества ремонта [4].

Однако методика этих исследований, позволив установить некоторые причины возникновения вибраций действующего ПЭД и определить величины его виброперемещений, не учитывает ряд факторов, которые оказывают существенное влияние на продолжительность периода работы установки ЭЦН в скважине: - подвеска ЭЦН на насосно-компрессорных трубах (НКТ) на глубине до 2000 м и более; - повышенные давление и температура гетерогенной (нефть, вода, газ) пластовой жидкости, ее физико-химические свойства и присутствие механических примесей; - взаимное влияние функционирующих агрегатов ЭЦН и их взаимодействие с эксплуатационной колонной; - использование многоступенчатого ЭЦН для подъема гетерогенной пластовой жидкости, вместо расчетной - сплошной (гомогенной).

Техническим результатом изобретения является получение численных значений комплекса параметров, характеризующих процесс функционирования погружного электрического центробежного насоса и колонны НКТ в скважине.

Технический результат достигается путем проведения обследований технического состояния ЭЦН и колонны НКТ при пуске ЭЦН, выходе на стационарный режим, функционировании на стационарном режиме и при останове посредством одновременной регистрации на устье скважины мгновенных значений амплитуд потребляемого ПЭД тока, напряжения электропитания, мгновенных значений амплитуд вибраций на фланце трубной головки по трем компонентам и мгновенных значений величины давления водонефтяной смеси (буферное давление), отображающих техническое состояние электродвигателя, центробежного насоса и собственно колонны НКТ.

В соответствии с изобретением, на основании полученных при обследовании исходных данных устанавливают совокупность диагностических параметров и допустимые пределы их изменения в процессе эксплуатации: на стационарном режиме - величины потребляемого тока, напряжение электропитания, величины скольжения, величины и соотношения амплитуд на диагностических частотах спектров Фурье потребляемого ПЭД тока, спектральный состав и поляризацию вибраций на фланце трубной головки устья скважины, величину и изменение буферного давления; на переходных режимах - параметры переходных характеристик по потребляемому току, величине скольжения, величине буферного давления, а также параметры колебаний фланца трубной головки, обусловленные волнами продольных, изгибных и крутильных колебаний, распространяющихся по колоннам НКТ и эксплуатационной при пуске или останове ЭЦН.

Далее сравнивают полученные численные значения параметров с первоначальными, определенными при вводе в эксплуатацию или первичном обследовании, или с установленными предельно допустимыми для ранее обследованных типоразмеров ЭЦН и по совокупности диагностических параметров определяют техническое состояние электродвигателя, центробежного насоса и собственно колонны НКТ.

Сущность способа заключается в следующем. Физико-технической основой способа диагностирования технического состояния функционирующего в скважине погружного электрического центробежного насоса и колонны НКТ служат следующие явления и факторы: реактивный момент, возникающий вследствие электромеханического воздействия пускового тока ПЭД, возбуждает продольные, крутильные и изгибные колебания корпусов ЭЦН и колонны НКТ, параметры которых регистрируют на фланце трубной головки устья скважины и используют в качестве диагностических признаков;
функционирующий в скважине на стационарном режиме ЭЦН (ПЭД и сопряженный с ним центробежный насос) вследствие электромеханического, электродинамического и механического воздействия возбуждают вибрации [5] в системе ЭЦН, колонна НКТ и эксплуатационная колонна, параметры которых регистрируют одновременно по трем компонентам на фланце трубной головки устья скважины и используют в качестве диагностических признаков их изменения во времени;
мгновенные значения амплитуд потребляемого ПЭД тока отображают как величину нагрузки на его валу (скольжение ротора), так и взаимодействие магнитодвижущих сил статора и ротора ПЭД, что позволяет определить их техническое состояние, поскольку деградация электродвигателя сопровождается появлением определенных гармоник в спектрах Фурье потребляемого тока;
мгновенные значения амплитуд буферного давления водонефтяной смеси на устье скважины являются диагностическим признаком технического состояния ЭЦН;
упругий изгиб корпусов ЭЦН, который возникает в процессе монтажа ЭЦН в эксплуатационную колонну скважины (допускаемое отклонение скважины от вертикали и прямолинейности до 2^o на 10 м), нарушает геометрию расположения опорных подшипников роторов насоса и электродвигателя и повышает уровень механического воздействия на конструкцию установки ЭЦН (УЭЦН), что вызывает увеличение амплитуд вибраций и сокращает межремонтный период работы УЭЦН;
высокая частота оцифровки и одновременное измерение мгновенных значений комплекса параметров функционирования ЭЦН в течение пуска, во время стационарного режима и при его останове, а также точная временная привязка обеспечивают детальные и сопоставимые регистрационные записи по каждому из параметров, что позволяет посредством известных математических способов осуществить обработку и анализ полученных данных, составить достоверное и достаточно подробное представление о происходящих процессах, изменениях и отклонениях по отдельным параметрам или группам параметров (диагностические признаки), установить причину и характер нарушения или дефекта, оценить степень его влияния на работоспособность УЭЦН и определить возможность ее дальнейшей эксплуатации.

Деградацию узлов и деталей ЭЦН, колонны НКТ и возникновение дефектов в них в процессе эксплуатации отображают соответствующие изменения параметров, численные значения которых и сопоставление с первоначальными значениями позволяет использовать их в качестве диагностических признаков и определить техническое состояние функционирующей в скважине УЭЦН.

На стационарном режиме функционирования ЭЦН (физико-химические свойства перекачиваемой пластовой жидкости за краткостью сеанса регистрации остаются неизменными) регистрационные записи амплитуд мгновенных значений потребляемого ПЭД тока, вибраций и буферного давления водонефтяной смеси на устье скважины содержат информацию:
- о величине нагрузки на ПЭД, которая определяет величину скольжения ротора асинхронного электродвигателя и амплитуду потребляемого тока;
- о техническом состоянии ротора и статора электродвигателя, а также его подшипников;
- об амплитудах виброскорости (виброускорения) и частотах пространственных вибраций фланца трубной головки устья скважины, являющихся следствием работы и технического состояния ЭЦН и колонны НКТ;
- о величине буферного давления.

На переходном режиме работы при пуске или останове ЭЦН регистрационные записи амплитуд мгновенных значений потребляемого тока, вибраций и буферного давления водонефтяной смеси на устье скважины содержат информацию:
- о динамике процесса и времени выхода ЭЦН на стационарный режим при пуске или из стационарного режима в состояние покоя при останове (по току, нагрузке, давлению и т.п.);
- о точном времени пуска или останова ПЭД для временной "привязки" к нему регистрационных записей амплитуд мгновенных значений вибраций и буферного давления на устье скважины;
- о техническом состоянии ПЭД, насоса и собственно колонны НКТ, а также их фланцевых, резьбовых и муфтовых соединений;
- о критических частотах роторов ПЭД и насоса или роторов, о собственных частотах крутильных и изгибных колебаний колонны НКТ.

Сочетание регистрации на стационарном и переходных режимах работы ЭЦН позволяет получить комплекс численных значений параметров, характеризующих техническое состояние электродвигателя, насоса и собственно колонны НКТ.

При пуске ЭЦН "на закрытую задвижку" на устье скважины регистрационные записи дополнительно содержат информацию о фактических технических характеристиках ПЭД и насоса в реальных условиях эксплуатации, а именно, наибольшем давлении, создаваемом насосом, и затраты времени на достижение этого давления, амплитудах потребляемого тока и величине скольжения - нагрузки на ПЭД в этом режиме, которые в сравнении с первоначальными аналогичными параметрами характеризуют изменение технического состояния ЭЦН.

Для диагностирования технического состояния погружных электродвигателя, насоса и собственно колонны НКТ на стационарном и переходных режимах функционирования ЭЦН используют изменения ряда параметров.

Мгновенные значения потребляемого ПЭД тока на стационарном режиме функционирования ЭЦН позволяют использовать в качестве признаков диагностирования изменения следующих параметров:
- амплитуды потребляемого электродвигателем тока с учетом величины напряжения электропитания;
- величину скольжения ротора электродвигателя (нагрузку);
- величины и соотношения амплитуд определенных (диагностических) частот в спектрах Фурье потребляемого тока, характеризующие техническое состояние ПЭД.

Величины скольжения и развиваемого ПЭД вращательного момента изменяются по мере деградации технического состояния насоса и электродвигателя при неизменных физико-химических свойствах перекачиваемой пластовой жидкости и ее давления на приеме насоса.

Таким образом, изменение амплитуды потребляемого тока и величины скольжения во времени, при неизменных физико-химических свойствах перекачиваемой пластовой жидкости, служит диагностическим признаком деградации технического состояния ЭЦН.

При одновременной регистрации трех компонент мгновенных значений амплитуд вибраций на фланце трубной головки устья скважины, возбуждаемых функционирующим на стационарном режиме ЭЦН, основными признаками диагностирования технического состояния ЭЦН и колонны НКТ являются спектральный состав, поляризация и соотношение амплитуд определенных (диагностических) частот в спектре вибраций.

По мере деградации технического состояния электродвигателя и насоса, а также фланцевых, муфтовых и резьбовых соединений ЭЦН и колонны НКТ, амплитуды вибраций ЭЦН в скважине в определенном частотном диапазоне возрастают.

Предельно допустимые величины амплитуд вибраций, превышение которых приводит к выходу из строя функционирующего в скважине ЭЦН, определяют для каждого типоразмера ЭЦН.

При регистрации мгновенных значений амплитуды буферного давления, на стационарном режиме функционирования ЭЦН, признаками диагностирования технического состояния насоса являются абсолютная величина буферного давления и ее изменение во времени, при неизменных физико-химических свойствах перекачиваемой пластовой жидкости.

Периодические регулярные измерения указанных параметров функционирующих в скважинах ЭЦН (начиная с ввода ЭЦН в эксплуатацию) позволяют построить графики изменения амплитуд потребляемого тока и величин скольжения, амплитуд вибраций в определенных частотных диапазонах и амплитуд буферного давления в зависимости от времени для каждого типоразмера ЭЦН и установить предельно допустимые значения этих параметров. Эти графики отображают изменение технического состояния ЭЦН в процессе эксплуатации.

Переходный процесс при пуске или останове ЭЦН наблюдают по потребляемому электродвигателем току, величинам и соотношениям амплитуд, спектральному составу и поляризации вибраций фланца трубной головки и амплитуде буферного давления на устье скважины. Зависимости этих параметров от времени разносторонне характеризуют систему источник питания - электродвигатель - насос - скважина.

Переходный процесс по потребляемому электродвигателем току отображает техническое состояние электродвигателя и, отчасти, центробежного насоса.

Переходный процесс, представленный в виде зависимости от времени величины скольжения ротора электродвигателя (с момента пуска последнего), характеризует систему в процессе выхода ЭЦН на стационарный режим работы, на котором центробежный насос работает стабильно и создает на устье скважины буферное давление перекачиваемой водонефтяной смеси, неизменное во времени. В этом случае, особенно показательна конфигурация кривой переходного процесса, которая содержит полностью информацию о процессе выхода электродвигателя, насоса и всей установки на стационарный режим.

Таким образом, скольжение ротора ПЭД отображает техническое состояние ЭЦН в течение всего периода его функционирования, начиная от пуска ПЭД, выхода ЭЦН на постоянные подачу и буферное давление на устье скважины, а асинхронного электродвигателя - на постоянные величины скольжения и потребляемого тока на установившемся (стационарном) режиме и перехода в состояние покоя после отключения электропитания ПЭД при останове.

Выход ЭЦН на стационарный режим по величине буферного давления во времени отображает процесс поднятия насосом давления на выкиде и далее буферного давления на устье скважины. Время выхода на постоянное буферное давление и изменение его величины определяют техническое состояние насоса и обратного клапана, что отображает конфигурация кривой переходного процесса по буферному давлению.

При пуске ЭЦН "на закрытую задвижку" наибольшее значение буферного давления, создаваемое насосом на устье скважины, и время, затраченное на его достижение, при неизменных физико-химических свойствах перекачиваемой пластовой жидкости, характеризуют техническое состояние насоса.

Изменение конфигурации кривой выхода насоса на наибольшее значение буферного давления, величина давления и затраты времени на его достижение в сравнении с первоначальными, при неизменных физико-химических свойствах перекачиваемой пластовой жидкости, являются диагностическими признаками технического состояния ЭЦН.

При пуске и останове ЭЦН на фланце трубной головки устья скважины осуществляют одновременную регистрацию трех компонент, возбужденных источником вибраций - ЭЦН и распространившихся по колоннам НКТ и эксплуатационной, цугов продольных, крутильных и изгибных волн. Признаками диагностирования технического состояния фланцевых, резьбовых и муфтовых соединений ЭЦН и колонны НКТ являются конфигурация огибающей цуга, спектральный состав, величины и соотношение амплитуд виброскорости (виброускорения) и времен вступления цугов продольных, крутильных и изгибных колебаний на фланце трубной головки.

При пуске ПЭД на корпуса ЭЦН и колонну НКТ действует момент сил, направленный в сторону, противоположную вращению ротора электродвигателя (реактивный момент), вызывающий крутильные колебания корпусов ЭЦН вместе с колонной НКТ с возрастающей частотой вращения ротора электродвигателя во время его разгона.

Величина момента во время пуска двигателя резко возрастает, а затем, по мере разгона ротора электродвигателя, понижается и стремится к постоянной величине, пропорциональной силе тока, потребляемого электродвигателем при функционировании на стационарном режиме.

Таким образом, в процессе достижения ПЭД стабильной частоты вращения, корпуса ЭЦН и колонна НКТ под импульсным воздействием реактивного момента сначала упруго закручиваются в сторону, противоположную вращению ротора электродвигателя, а затем не полностью упруго раскручиваются в обратную сторону. Одновременно на корпуса ЭЦН и колонну НКТ накладываются колебания с частотой вращения ротора электродвигателя.

В связи с этим на одновременных регистрационных записях трех компонент вибраций (виброскорости или виброускорения) на фланце трубной головки устья скважины при пуске ЭЦН выделяются два цуга колебаний. Первый из них обусловлен закручиванием корпусов ЭЦН и колонны НКТ, в сторону, противоположную направлению вращения ротора ПЭД, второй, связанный с их обратным раскручиванием.

Первый цуг колебаний экспоненциально затухает до того времени, когда реактивный момент, создаваемый разгоняющимся ротором электродвигателя, не станет равным обратному моменту упруго закрученных корпусов ЭЦН и колонны НКТ. Затем происходит процесс их упругого раскручивания, характеризующийся изменением фазы колебаний на противоположную, до того времени, когда остаточный обратный момент упруго закрученных корпусов ЭЦН и колонны НКТ не станет равным реактивному моменту, создаваемому вращающимся ротором ПЭД, функционирующим на стационарном режиме. В результате на устье скважины приходит второй цуг крутильных колебаний вследствие раскручивания корпусов ЭЦН и колонны НКТ. Скорость распространения первого и второго цугов (с учетом задержки на время разгона ротора ПЭД для второго цуга) соответствует скорости крутильных (сдвиговых) колебаний в металлической колонне и равна приблизительно 3600 м/с, при скорости продольных волн - 5200 м/с.

Соотношение амплитуд первого и второго цугов крутильных колебаний позволяет оценить техническое состояние фланцевых, резьбовых и муфтовых соединений ЭЦН и колонны НКТ, поскольку обратное раскручивание корпусов ЭЦН и колонны НКТ определяет их сдвиговая жесткость. При этом амплитуды вибраций первого цуга несколько выше, чем второго из-за действия реактивного момента на стационарном режиме и потерь.

Ослабление фланцевых, резьбовых и муфтовых соединений ЭЦН и колонны НКТ понижает их жесткость и, соответственно, понижает амплитуды обоих цугов вибраций, при этом амплитуды второго цуга понижаются больше по сравнению с амплитудами первого цуга, т.е. конфигурация и амплитуды регистрационных записей вибраций на устье скважины для технически исправной установки и при возникновении ослабления фланцевых, резьбовых и муфтовых соединений ЭЦН и колонны НКТ различны.

Третий цуг колебаний обусловлен изгибными (поперечными) волнами, возникшими в результате пуска ЭЦН и достигшими устья скважины по колонне НКТ и эксплуатационной колонне с задержкой после вступления второго цуга. Скорость распространения этой волны соответствует скорости изгибных колебаний колонны НКТ или эксплуатационной колонны, которую определяет изгибная жесткость колонн EJ, плотность стали и частота изгибной волны.

При ослаблении в резьбовых, фланцевых и муфтовых соединениях ЭЦН и колонны НКТ при пуске ЭЦН возникает продольный импульс, направленный по колонне НКТ, в результате которого на фланце трубной головки устья скважины наблюдают на вертикальной составляющей вибраций цуг продольных колебаний. По скоростям распространения продольных и поперечных волн определяют местоположение ослабления соединения в ЭЦН или колонне НКТ.

Аналогично осуществляют диагностирование при останове ЭЦН. При этом уровень регистрируемых сигналов ниже, чем при пуске.

Сравнение переходных характеристик по потребляемому ПЭД току, величине скольжения и буферному давлению, а также соотношений амплитуд указанных типов волн, которые определяют периодически регулярно для функционирующего в скважине ЭЦН, позволяет оценить изменение технического состояния электродвигателя, центробежного насоса и собственно колонны НКТ и установить технически обоснованный момент вывода УЭЦН из эксплуатации.

Кроме того, в процессе диагностирования технического состояния функционирующей УЭЦН используют данные штатной системы контроля технологического процесса добычи нефти посредством погружных электрических центробежных насосов.

Способ реализуется следующим образом. Диагностирование технического состояния функционирующего в скважине погружного электрического центробежного насоса и собственно колонны НКТ осуществляют путем одновременной регистрации мгновенных значений амплитуды тока, потребляемого погружным электродвигателем (ПЭД) насоса, напряжения электропитания, амплитуд вибраций (виброскорости или виброускорения) по трем компонентам на фланце трубной головки устья скважины, амплитуды давления водонефтяной смеси на устье скважины (буферное давление):
- при пуске ЭЦН, когда ЭЦН из состояния покоя за определенное время выходит на стационарный режим работы;
- периодически регулярно во время работы ЭЦН на стационарном режиме, когда подачу и давление водонефтяной смеси на выкиде насоса определяют величина потребляемого ПЭД тока, напряжение электропитания, давление пластовой жидкости на его приеме (динамический уровень), физико-химические свойства пластовой жидкости и техническое состояние насоса;
- при останове ЭЦН, когда ЭЦН из стационарного режима работы переходит в состояние покоя.

Для чего непосредственно на устье скважины устанавливают:
- индукционный датчик тока на одну из фаз питающего ПЭД кабеля (на вводе в эксплуатационную колонну) для регистрации мгновенных значений тока, потребляемого электродвигателем погружного насоса, в диапазоне частот 0-2 кГц;
- один или два трехкомпонентных вибродатчика на фланец трубной головки для регистрации мгновенных значений амплитуд вибраций (виброскорости или виброускорения) в радиальном, тангенциальном и вертикальном направлениях, в диапазоне частот 0-1 кГц;
- датчик давления Р_у=25-80 атм на выкиде водонефтяной смеси для обеспечения регистрации мгновенных значений амплитуды буферного давления в пределах 0-80 атм - в диапазоне частот 0-1 кГц.

Измерение и регистрацию в реальном масштабе времени аналоговых сигналов указанных датчиков осуществляют посредством специализированной цифровой регистрирующей станции.

Одновременная регистрация параметров потребляемого тока, вибраций и давления водонефтяной смеси на устье скважины в процессе пуска, функционирования на стационарном режиме и останова ЭЦН и последующая обработка регистрационных записей позволяют получить численные значения этих параметров и оценить техническое состояние ЭЦН и колонны НКТ.

Кроме того, при анализе полученных при обследовании данных и оценке технического состояния ЭЦН учитывают данные штатной системы контроля технологического процесса скважинного способа добычи нефти посредством погружных электрических центробежных насосов: объем подачи водонефтяной смеси на выкиде скважины, динамический уровень пластовой жидкости, физико-химические свойства пластовой жидкости, нефти, пластовой воды, попутных газов, вязкость и устойчивость во времени водонефтяной смеси.

Способ диагностирования технического состояния погружного ЭЦН и колонны НКТ реализуют посредством обследования, которое выполняют как:
- первоначальное при вводе в эксплуатацию нового или послеремонтного ЭЦН (определение изначального технического состояния);
- первичное при первом в процессе эксплуатации определении технического состояния функционирующих ЭЦН и колонны НКТ;
- периодическое регулярное или дополнительное при последующих определениях текущего технического состояния функционирующих ЭЦН и колонны НКТ в процессе их эксплуатации.

Таким образом, фиксируют первоначальное или первичное техническое состояние ЭЦН и колонны НКТ, а также формируют систематические ряды последующих обследований, в результате которых получают ряды численных значений комплекса параметров, характеризующих текущее техническое состояние ЭЦН и колонны НКТ, определяют темп их деградации в процессе эксплуатации, устанавливают предаварийное состояние и обоснованно выводят из эксплуатации ЭЦН и колонну НКТ.

Поскольку опыт эксплуатации свидетельствует, что отказы в работе происходят в течение первых 130-150 сут функционирования ЭЦН и колонны НКТ в скважине [4], периодичность последующих обследований на начальном этапе эксплуатации вновь смонтированных ЭЦН и колонны НКТ принимают равной от нескольких дней до двух - одного раза в месяц, а затем - ежеквартально или дважды в год на протяжении основного периода эксплуатации.

В случае первичного обследования функционирующих в скважине ЭЦН и колонны НКТ одно - два последующих обследований выполняют в течение одного - трех месяцев, определяют темп деградации технического состояния ЭЦН и колонны НКТ и в зависимости от него устанавливают периодичность последующих обследований.

По достижении значительной степени деградации технического состояния ЭЦН и колонны НКТ, когда процесс деградации развивается ускоренно, период между обследованиями сокращают до десяти - пяти дней, определяют наибольшие значения контролируемых параметров функционирующих в предаварийном техническом состоянии ЭЦН и колонны НКТ, на их основании устанавливают предельно допустимые значения этих параметров, по достижении которых ЭЦН и колонну НКТ выводят из эксплуатации.

Формирование на основании систематических обследований массивов данных по каждому типоразмеру ЭЦН и месторождению в виде численных значений контролируемых параметров, сопоставление и анализ изменений этих параметров на протяжении периода эксплуатации позволяют установить признаки и предельно допустимые значения параметров функционирования ЭЦН и колонны НКТ с учетом специфики геологических условий месторождения.

Таким образом, в отличие от прототипа, представленное изобретение путем одновременной регистрации на устье скважины мгновенных значений установленного комплекса параметров позволяет диагностировать техническое состояние функционирующей УЭЦН и осуществить обоснованный вывод ее из эксплуатации до наступления аварийной ситуации.

Перечень графических иллюстраций применения предлагаемого способа.

Фиг. 1 - огибающие амплитуды потребляемого тока одной из фаз статора ПЭД и их спектры Фурье.

Фиг.2 - регистрационные записи колебаний величины потребляемого ПЭД тока и вибраций на фланце трубной головки и на грунте вблизи устья скважины при пуске ПЭД ЭЦНМ в скважине 5.

Фиг. 3 - отдельные характеристики функционирования ПЭД при пуске ЭЦНМ в скважине 5.

Фиг. 4 - спектры Фурье амплитуд потребляемого тока одной из фаз статора ПЭД (скважина 5).

Пример. Способ диагностирования технического состояния функционирующего погружного ЭЦН апробирован путем регистрации исходных данных и получения, после их обработки, искомых диагностических параметров, средств и признаков при проведении в августе 1999 года обследования куста нефтяных скважин одного из месторождений Тюменской области.

Обследованы пять ЭЦНМ (модульное исполнение насосов и электродвигателей), погруженных в скважины на глубину от 1400 до 1700 м, находящиеся в эксплуатации от 60 до 225 сут.

При мощности ПЭД, равной 45 кВт, напряжении электропитания 1400 В и практически одинаковом содержании воды (75-80%) в пластовой жидкости суточная подача во второй скважине составляла 125 м³/cyт, в первой и третьей - 86 м³/сут, в четвертой скважине при мощности ПЭД 32 кВт, напряжении 1000 В и содержании воды 60% подача составляла 38 м³/сут, а в пятой скважине периодического действия при мощности ПЭД 22 кВт, напряжении 750 В и содержании воды 30% подача составляла менее 20 м^з/cyт.

Погружные электродвигатели ЭЦНМ в первой и пятой скважинах функционировали после заводского ремонта, в остальных скважинах - новые, поступившие с завода изготовителя. Центробежные насосы во всех пяти скважинах были установлены новые.

Асинхронный трехфазный электродвигатель типа ПЭД имеет статор с одной парой полюсов на каждую фазу и три паза на каждом полюсе (полное число пазов статора - 18). Короткозамкнутый ротор ПЭД - равношаговый, типа "беличьей клетки", обмотка блока (L~600-800 мм) которого образуется латунными стержнями и короткозамыкающими кольцами на торцах. Число пазов или полувитков ротора равно 16. Частота вращения ротора электродвигателя зависит от величины нагрузки.

Регистрация мгновенных значений амплитуд потребляемого ПЭД тока выполнена посредством индукционного датчика, который устанавливался на одну из фаз питающего электродвигатель кабеля на вводе его в эксплуатационную колонну.

Использование индукционного датчика позволило определить абсолютные величины и мгновенные значения амплитуд потребляемого электродвигателями тока, частоту сети, питающей ПЭД насоса, и изменения во времени потребляемого тока по амплитуде и скольжению.

Представленные на фиг.1 графики огибающих мгновенных значений амплитуд потребляемого ПЭД тока обследованных ЭЦНМ показывают, что при общей закономерности полученный параметр функционирования ЭЦНМ в скважине имеет индивидуальный характер, поскольку отображает как особенности конструкции ПЭД и центробежного насоса, так и качество их изготовления или ремонта, условия, в которых ЭЦНМ функционирует, и текущее техническое состояние.

Отсюда определенное сходство конфигураций графиков огибающих мгновенных значений амплитуд потребляемого тока ПЭД первой и пятой скважин, достаточно близкая к ним конфигурация графика для ПЭД четвертой скважины и существенное отличие от них конфигурации сходных между собой графиков для ПЭД второй и третьей скважин есть следствие качества ремонта (первый и пятый электродвигатели) и качества изготовления (второй и третий электродвигатели), а также продолжительности эксплуатации четвертого ЭЦНМ (170 сут) в наиболее тяжелом режиме, поскольку содержание воды в пластовой жидкости составляет 60% [4].

Графики спектров Фурье соответствующих мгновенных значений амплитуд потребляемого ПЭД тока в диапазоне частот 0-20 Гц (фиг.1) позволяют точно определить величину нагрузки на вал ротора ПЭД каждого из обследованных ЭЦНМ по частоте скольжения: 1,81; 3,19; 2,13; 1,63 и 1,69 Гц в первой - пятой скважинах соответственно.

Режим периодического действия пятой скважины представил возможности для обследования ЭЦНМ в процессе пуска, выхода на стационарный режим и функционирования на стационарном режиме.

К тому же, ЭЦНМ оснащен ПЭД наименьшей мощности (22 кВт) и функционировал практически в наименее нагруженном состоянии, поскольку содержание воды и газа в пластовой жидкости в пятой скважине было наименьшим из обследованных скважин [4] , что позволяло апробировать способ диагностирования технического состояния функционирующего ЭЦНМ в условиях минимальных значений возбуждаемых вибраций.

На фиг.2 представлены регистрационные записи колебаний величины потребляемого тока и вибраций на фланце трубной головки, а также на грунте вблизи устья скважины при пуске ПЭД ЭЦНМ в скважине 5, которые подтверждают, что в процессе выхода электродвигателя на стабильную частоту вращения, корпуса ЭЦН и колонна НКТ под импульсным воздействием реактивного момента сначала закручиваются в сторону, обратную вращению ротора, а затем упруго раскручиваются.

Первые два цуга колебаний на регистрационных записях вибраций на фланце трубной головки устья скважины при пуске ЭЦНМ являются тому подтверждением (фиг. 2в): первый цуг колебаний - закручивание, второй цуг колебаний - раскручивание (произошло изменение фазы и снизились величины амплитуд, задержка вступления на устье скважины равна продолжительности действия пускового тока - 0,25 с, фиг.2а).

Скорость распространения первого и второго цугов колебаний соответствует скорости волн крутильных колебаний в стальной колонне НКТ и равна ~3600 м/с.

Кроме того, на регистрационных записях вибраций (фиг.2) присутствует третий цуг, который является следствием прихода волны изгибных (поперечных) колебаний, достигший фланца трубной головки устья скважины с задержкой более чем на 2 с после вступления второго цуга. Скорость распространения изгибных колебаний определяют изгибная жесткость колонны, плотность материала колонны и частота колебаний.

В нашем случае при временной задержке более 2 с и глубине погружения ЭЦНМ в скважину 1570 м, скорость распространения составила ~650-700 м/с, что практически соответствует скорости распространения волны изгибных колебаний в свободно висящей в скважине стальной эксплуатационной колонне (труба ⊘168•10 мм) ~600 м/с.

Зарегистрированные волны крутильных и изгибных колебаний, их параметры и изменения этих параметров во времени являются средством диагностирования.

Регистрацию вибраций на фланце трубной головки осуществляли двумя трехкомпонентными пьезокерамическими вибродатчиками, а микроколебаний грунта вблизи скважины - тремя однокомпонентными электродинамическими сейсмоприемниками СМ-3.

На фиг. 3 представлены характеристики функционирования ПЭД, полученные при пуске ЭЦНМ в скважине 5:
а) график изменения частоты скольжения ротора (Гц);
б) график колебания частоты скольжения ротора (%);
в) график амплитуды огибающей потребляемого тока.

Анализ конфигурации этих графиков позволяет оценить процесс выхода ЭЦНМ в скважине 5 на стационарный режим подачи водонефтяной смеси на устье скважины и установить его продолжительность (~27 мин).

Этот параметр с учетом уровня динамического напора (575 м), объема подачи (0,23 л/с) и живого сечения НКТ (0,3 дм²) путем несложного расчета позволяет определить скорость подачи водонефтяной смеси в НКТ (~0,08 м/с) и оценить величину понижения уровня водонефтяной смеси в НКТ за время простоя (130 м), что при уровне динамического напора 575 м и глубине погружения ЭЦНМ 1570 м составляет ~13% от столба водонефтяной смеси в НКТ выше уровня динамического напора в скважине.

Таким образом, полученная без учета сжимаемости полуторакилометрового столба водонефтяной смеси в НКТ величина утечки при ежесуточном простое длительностью 8-10 ч свидетельствует об удовлетворительном техническом состоянии обратного клапана ЭЦНМ.

На фиг. 4, где f_c - частота сети, f_вp - частота вращения ротора, Δf_ск - частота скольжения, представлены спектры Фурье амплитуд потребляемого тока одной из фаз статора ПЭД в скважине 5.

На этих графиках в диапазоне частот от 600 до 1000 Гц показано начало ряда диагностических частот, присутствие которых и величины их амплитуд на спектрах Фурье потребляемого тока отображают электромеханическую конструкцию погружного электродвигателя, электродинамическое взаимодействие его ротора и статора в процессе функционирования и техническое состояние, что позволяет использовать их в качестве диагностических параметров.

Измерение и регистрация в реальном масштабе времени аналоговых сигналов датчиков осуществлены специализированной цифровой регистрирующей станцией. Обработка полученных при обследованиях исходных регистрационных записей осуществлена посредством пакета специализированных программ.

Источники информации
1. Способ увеличения продолжительности срока службы электрической центробежной насосной установки. Патент РФ 2136972, кл. 6 F 04 D 13/10, 15/00, 1999.

2. Устройство для контроля технического состояния электрической центробежной насосной установки. Патент РФ 2139451, кл. 6 F 04 D 13/10//F 04 B 47/02, 1999.

3. Скважинное устройство для контроля температуры погружного электродвигателя и давления на приеме насоса. Патент РФ 2099512, кл. 6 Е 21 В 47/06, 47/00, 1997.

4. Каплан Л. С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. М., "Недра", 1994, стр. 109-114.

5. Шубов И.Г. Шум и вибрация электрических машин. Л., "Энергия", 1973.

Формула изобретения

Способ диагностирования погружного электрического центробежного насоса (ЭЦН), заключающийся в том, что диагностирование погружных электродвигателя (ПЭД) и центробежного насоса осуществляют на стендах завода или контролируют отдельные параметры функционирующего в скважине ЭЦН (температуру ПЭД, давление пластовой жидкости на приеме) посредством присоединяемых к корпусу ЭЦН погружных датчиков и преобразовательного блока, передающего модулированные сигналы на устье скважины по высоковольтному кабелю электрического питания ПЭД, отличающийся тем, что диагностирование технического состояния ЭЦН и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) осуществляют при пуске ЭЦН, выходе на стационарный режим, функционировании на стационарном режиме и при останове посредством одновременной регистрации на устье скважины мгновенных значений амплитуд потребляемого погружным электродвигателем тока, напряжения электропитания, мгновенных значений амплитуд вибраций на фланце трубной головки по трем компонентам и мгновенных значений величины давления водонефтяной смеси (буферное давление), отображающих техническое состояние электродвигателя, центробежного насоса и собственно колонны НКТ, на основании которых устанавливают совокупность диагностических параметров и допустимые пределы их изменения в процессе эксплуатации: на стационарном режиме - величины потребляемого тока, напряжение электропитания, величины скольжения, величины и соотношения амплитуд на диагностических частотах спектров Фурье потребляемого электродвигателем тока, спектральный состав и поляризация вибраций на фланце трубной головки, величина и изменение буферного давления; на переходных режимах - параметры переходных характеристик по потребляемому току, величине скольжения, величине буферного давления, а также параметры колебаний фланца трубной головки, обусловленные волнами продольных, изгибных и крутильных колебаний, распространяющихся по колоннам НКТ и эксплуатационной колонне при пуске или останове ЭЦН; сравнивают полученные численные значения параметров с первоначальными, определенными при вводе в эксплуатацию или первичном обследовании, или с установленными предельно допустимыми для ранее обследованных типоразмеров ЭЦН и по совокупности диагностических параметров определяют техническое состояние электродвигателя, центробежного насоса и собственно колонны НКТ.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4