Устройство для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации



Устройство для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации
Устройство для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации
Устройство для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации

 


Владельцы патента RU 2525094:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Техническим результатом является повышение точности определения технического состояния УЭЦН за счет использования классификаторов, отражающих одновременно вероятности присутствия пяти классов технического состояния УЭЦН. Устройство содержит дисплей - блок визуализации, компьютерную систему - ЭВМ, устройство для механизированной добычи, включающее погружной электродвигатель. Дополнительно в состав устройства введены блоки погружной телеметрической системы, соединенной с погружным электродвигателем, выходы которой соединены с наземной телеметрической системой, последовательно соединенной через контроллер с первым блоком визуализации, а также с первым, вторым, третьим, четвертым и пятым блоками обработки, причем выходы блоков обработки через электронно-вычислительную машину соединены со вторым блоком визуализации. 3 ил.

 

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Устройство может быть использовано при идентификации технического состояния УЭЦН с целью повышения его наработки на отказ, а также при разработке автоматизированных систем управления нефтедобычей.

На данный момент известен ряд устройств и изобретений, реализующих анализ технического состояния нефтегазопромыслового и бурового оборудования с применением методов статистического либо нейросетевого анализа.

Одним из них является устройство для управления режимом работы штанговой насосной установки (RU, пат №2232292, F04B 47/00, оп. 2004 г.), основанного на обработке данных, поступающих с датчика уровня жидкости и блока динамометрирования в блоке вычислителя, реализующего математический аппарат устройства, а именно метод статистического анализа. Данное устройство решает задачу оптимизации работы штанговых насосных установок, но данный подход и соответственно оборудование невозможно применить к более сложным для анализа установкам электроцентробежных насосов.

Наиболее близкими по выполняемым функциям к заявленному устройству являются система и способ контроля и регулирования дебита скважины (РФ, заявка №2009142438/03, E21B 43/12, оп. 2008 г.), содержащая систему для обеспечения увеличения дебита скважины, имеющую множество продуктивных зон, отдельное устройство для регулирования дебита для каждой продуктивной зоны и устройство для механизированной добычи, в которую входят: компьютерная система, включающая в себя процессор, машиночитаемый носитель для хранения компьютерных программ и данных с возможностью доступа к ним компьютера для выполнения содержащихся в компьютерной программе команд и дисплей для отображения информации, передаваемой процессором. При этом компьютерная система реализует возможности для мониторинга на протяжении определенного периода времени фактического дебита флюида из каждой продуктивной зоны в соответствии с первой настройкой каждого устройства для регулирования дебита и потока через устройство для механизированной добычи, помимо этого, применяет анализ цепи методом узловых потенциалов к множеству входных данных, включающих данные скважинных датчиков, данные наземных датчиков и текущее положение по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, чтобы исходя из тенденции к снижению фактического дебита задать новую настройку по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита с целью увеличения дебита скважины, и осуществляет продолжение осуществления мониторинга увеличенного дебита, соответствующего новой настройке. В компьютерной системе дополнительно реализована функция для расчета вероятности по меньшей мере одного из событий, включающих состояние поперечного потока, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства, и задает новую настройку на основании по меньшей мере одного такого расчета.

Однако данное устройство не обладает достаточной точностью оценки технического состояния объекта, поскольку в нем формируются лишь результаты математического анализа временных рядов замеров технологических параметров функционирования объекта, в результате чего осуществляется визуализация только одного наиболее вероятного состояния объекта диагностирования. При этом вероятности присутствия других состояний объекта остаются неизвестными.

Предлагаемое устройство решает задачу повышения точности определения технического состояния УЭЦН за счет использования классификаторов, отражающих одновременно вероятности присутствия пяти классов технического состояния УЭЦН.

Поставленная задача решается за счет того, что устройство для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации, содержащее дисплей - блок визуализации, компьютерную систему - ЭВМ, устройство для механизированной добычи, в состав которого входит погружной электродвигатель, согласно изобретению дополнительно включает в свой состав блоки погружной телеметрической системы, соединенной с погружным электродвигателем, выходы которой соединены с наземной телеметрической системой, последовательно соединенной через контроллер с первым блоком визуализации, а также с первым, вторым, третьим, четвертым и пятым блоками обработки, причем выходы блоков обработки через электронно-вычислительную машину соединены со вторым блоком визуализации.

На фиг.1 изображена схема устройства для оценки технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, на фиг.2 - диагностирование состояния УЭЦН (скв.1456) в период нормальной эксплуатации, на фиг.3 - диагностирование состояния УЭЦН (скв.1456) через 236 суток.

Устройство содержит ТМСП 1, ТМСН 2, контроллер 3, блок визуализации один 4, блок обработки один 5, блок обработки два 6, блок обработки три 7, блок обработки четыре 8, блок обработки пять 9, ЭВМ 10, блок визуализации два 11, блок управления 12.

В качестве ТМСП 1 используются имеющиеся комплекты телеметрической системы (производства ЗАО «Электон», ООО «ПК «Борец» и т.д.), ТМСН 2 применяют совместимые с ТМСП 1. Контроллер 3, используемый в системе, должен иметь встроенное постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), интерфейсные разъемы, соответствующие протоколу передачи данных RS-232, либо USB для возможности подключения персонального компьютера с целью настройки граничных значений и передачи данных (используется контроллер производства ЗАО «Электон»). Контроллер станции сохраняет свою работоспособность при снижении линейного напряжения трехфазной сети до 230 В. Блок визуализации один 4 - жидкокристаллический знакосинтезирующий индикатор. С первого по пятый блоки обработки соответственно 5-9 -программируемые логические интегральные схемы (ПЛИС), ЭВМ 10 -персональный компьютер. Блок визуализации два 11 - монитор персонального компьютера. Блок управления 12 - устройство сопряжения, включающее контроллер и буферный регистр данных.

Предлагаемое устройство работает следующим образом. Сигналы с ТМСП 1, каждый по своему каналу связи поступают на контроллер 3, который обеспечивает согласование диапазона выходных сигналов датчиков с диапазоном входных сигналов блоков обработки и управления. Первый, второй, третий, четвертый и пятый блоки обработки, каждый посредством своей двуслойной нейронной сети, вычисляют вероятность наличия определенных классов технических состояний УЭЦН, соответственно: «Нормальная работа», «Дисбаланс токов», «Недогруз», «Перегруз», «Сопротивление изоляции». Сформированные управляющие сигналы в цифровом виде поступают на ЭВМ 10, где происходит приведение к общему диапазону 0…1. Работа ПЛИС (5-9) начинается с определения входных параметров - Kj. В предлагаемом устройстве используются одиннадцать входных параметров: K1 - напряжение по фазе A, UA, K3 - напряжение по фазе B, Ub, K3 - напряжение по фазе C, Uc, К4 - ток по фазе A, 1A, K3 - ток по фазе B, 1B, K6 - ток по фазе C, 1c, К7 - сопротивление изоляции R, Kg - температура ПЭД Tпэд, K9 - давление масла ПЭД PПЭД. K10 - дебит жидкости, K11 - масштабно-временная развертка и значения полной энергии вейвлет-преобразованных одномерных сигналов UA(t), UB(t), UC(t), IA(t), IB(1), Ic(t).

В процессе обучения сети абсолютные значения входных показателей преобразуются в соответствии со способом нормирования сигнала

x ˜ = x M i n M a x M i n .

После такого преобразования истинные значения показателей утрачиваются и укладываются в диапазон [0…1].

Показатели, соответствующие определенному классу технических состояний, например «Нормальное состояние», подаются на вход нейронной сети, при этом выход сети заведомо известен. Т.о. происходит обучение ПЛИС 5, классу технического состояния «Нормальное состояние».

Каждая обученная таким образом ПЛИС обрабатывает входящий сигнал и выдает один выход, ненулевое значение которого соответствует степени уверенности сети в присутствии соответствующей неисправности. Каждая ПЛИС выдает заключение о вероятности наличия того класса технического состояния, на который она обучена. Таким образом, второй блок визуализации отражает гистограмму вероятностей присутствия каждого класса технического состояния, соответствующих входному набору показателей эксплуатации.

В качестве примера приведен процесс идентификации технического состояния скважины 1456, по данным эксплуатации которой были проведены лабораторные испытания предлагаемой системы. На первом этапе на вход системы подавались перечисленные выше входные параметры, соответствующие периоду сразу после выхода скважины на режим. При этом система идентифицирует «нормальную работу» объекта исследования (фиг.2). На втором этапе на вход системы были поданы входные параметры со значениями после эксплуатации установки через 236 суток. При этом стоит обратить внимание на то, что система определяет класс технического состояния «перегруз ПЭД» (фиг.3). В обоих случаях можно говорить о достоверном диагностировании состояния УЭЦН. Во-первых, период выхода на режим сопровождается стабильным притоком флюида из призабойной зоны и стабильной работой пласта в целом. Это обуславливает нормальную работу насосного оборудования, что было идентифицировано системой на первом этапе обучения. На втором этапе перегруз ПЭД обусловлен интенсивным выносом проппанта после проведенного гидроразрыва пласта, который проводился перед вводом скважины в эксплуатацию.

Таким образом, в зависимости от текущего технического состояния, определяемого посредством устройства для оценки состояния УЭЦН, устанавливают режимы работы глубинного насосного оборудования.

Предложенное устройство может найти применение и в других областях нефтедобычи, связанных с распознаванием образов, их классификацией, при оптимизации и т.п., где входные данные можно представить в цифровом виде.

Устройство для оценки технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации, содержащее дисплей - блок визуализации, компьютерную систему - ЭВМ, устройство для механизированной добычи, включающее погружной электродвигатель, отличающееся тем, что дополнительно в состав устройства введены блок погружной телеметрической системы, соединенной с погружным электродвигателем, выходы которой соединены с наземной телеметрической системой, последовательно соединенной через контроллер с первым блоком визуализации, а также с первым, вторым, третьим, четвертым и пятым блоками обработки, причем выходы блоков обработки через электронно-вычислительную машину соединены со вторым блоком визуализации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяному машиностроению и может быть использовано в погружных многоступенчатых центробежных насосах для добычи нефти и пластовой жидкости из скважин с высоким содержанием солей, свободного газа и механических примесей.

Группа изобретений относится к погружным скважинным насосам и к узлам уплотнения, используемым вместе с приводными двигателями насосов. Узел уплотнения между электродвигателем и насосом скважинной электрической погружной насосной установки включает корпус с полостью, нижний конец которой соединен с двигателем, а верхний конец - с насосом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин с высоким газовым фактором. Газосепаратор-диспергатор состоит из газосепаратора 1 и диспергатора 2.

Изобретение относится к конструкции погружных насосных установок с многосекционными агрегатами. Погружной насосный агрегат содержит расположенные на одной общей оси многоступенчатый центробежный насос 1, входной модуль 2, агрегат 3 гидрозащиты, электродвигатель 4 с теплообменником и с токовводным узлом 5 и погружной блок 6 телеметрии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности для поочередной подачи на прием скважинного насоса нефти и воды при эксплуатации обводненных, высокодебитных скважин с высоковязкой нефтью, осложненных образованием высоковязкой водонефтяной эмульсии.

Погружной электронный блок может быть использован для управления погружным электродвигателем. Он содержит корпус 1 цилиндрической формы, закрытый с торцов основанием 3 и обращенной к двигателю головкой 2, элементы электронной схемы, размещенные в герметичном отсеке, гермовводы, служащие для электрического соединения электронной схемы с цепями электродвигателя, и контактный электрический разъем из контактов 7, 9.

Группа изобретений относится к насосостроению, а именно к погружным многоступенчатым центробежным насосам, предназначенным для добычи нефти из скважин. Погружной многоступенчатый модульный насос содержит головку, основание и корпус, в котором установлены ступени.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к протекторам для гидравлической защиты погружного маслозаполненного электродвигателя. Протектор содержит корпус 1, вал 4 с нижним и верхним торцовыми уплотнениями 6, опору 5 вала 4, ниппели, узел пяты, верхнюю и нижнюю головки 2 с фланцами 3 для соединения соответственно с насосом и электродвигателем.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в соединительных звеньях электрического погружного насоса. Электрическая погружная насосная система включает протектор и двигательную секцию, и уплотнители, препятствующие утечке из протектора и двигательной секции во время сборки.

Изобретение относится к нефтяному машиностроению и может быть использовано в погружных центробежных скважинных насосах для добычи нефти из скважин с высоким содержанием солей, свободного газа и механических примесей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов.

Группа изобретений относится к буровым долотам и к способам оценки их состояния. Буровое долото включает корпус с по меньшей мере одной калибрующей накладкой; группу акселерометров, включающих радиальный и тангенциальный акселерометры для определения радиального и тангенциального ускорений долота; и модуль анализа данных, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью: осуществления выборки информации об ускорении от акселерометров за время анализа; внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения; анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой; анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки; и оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

Изобретение относится к геофизике. Сущность: способ включает определение пористости трещин и расчет показателя удельного сопротивления на различных глубинах трещинного коллектора на основе данных, полученных при помощи керна полного диаметра, и отображения данных каротажного зондирования; создание модели перколяционной сетки, сочетающей матрицу и трещину, при известных особенностях структуры пор; калибровку результатов численного моделирования в соответствии с моделью перколяционной сетки на основе данных эксперимента с использованием керна и анализа результатов, полученных при использовании герметизированого керна, с последующим установлением зависимости между показателем удельного сопротивления (I) и водонасыщенностью (Sw) при различной трещинной пористости; расчет насыщенности трещинного коллектора углеводородами посредством подбора интерполяционной функции.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований.

Изобретение относится к системам передачи телеметрической информации для морских буровых установок. Техническим результатом изобретения является повышение надежности, чувствительности, а также снижение энергетического потенциала электромагнитного канала передачи телеметрической информации при меньшем количестве приборов, необходимых для передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу.

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для осмотра скважин при проведении ремонтных работ.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором.
Наверх