Способ и система диагностики глубинно-насосной установки нефтяной скважины

СПОСОБ И СИСТЕМА ДИАГНОСТИКИ ГЛУБИННО-НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Агаверди оглы, Рзаев Асиф Гаджи оглы, Пашаев Фахрад Гейдар оглы Изобретение относится к нефтедобыче и информационным технологиям в нефтедобыче и касается систем и методов диагностики технического состояния глубинно-насосных установок(ГНУ). Сущность изобретения способа диагностики глубинно-насосных установок нефтяных скважин состоит в одновременном, за каждый цикл работы ГНУ, анализе информативных признаков ваттметрограммы и динамограммы. Сущность изобретения также состоит в создании системы, реализующей этот способ. В качестве признаков используют изменения комбинаций позиционно-широтно-импульсных сигналов (ПШИС), сформированных в результате аналогоцифрового преобразования ваттметрограммы и динамограммы. Сравнивают текущие признаки ваттметрограммы и динамограммы с эталонными. Величину близости текущих значений к эталонным определяют путем вычисления суммарной длительности ПШИС с учетом диагностической ценности (веса) позиции, в котором расположены ПШИС. Сравнивают полученные значения ваттметрограммы со значениями динамограммы и по результатам сравнения диагностируют техническое состояние установки. Сущность изобретения также состоит в создании системы, реализующей заявляемый способ диагностики. Система состоит из двух блоков: блока аппаратуры скважины и блока дистанционного управления, расположенного в пункте диспетчера промысла. Блок аппаратуры скважины содержит измерительные датчики,микроконтроллер, источник питания и узел связи. Блок управления содержит промышленный компьютер с программным обеспечением и узел связи. Причем промышленный компьютер прямой и обратной связью соединен через узлы связи блока управления и блока аппаратуры скважины с микроконтроллером. Выходы измерительных датчиков соединены с входом микроконтроллера, а входы измерительных датчиков, микроконтроллера и узла связи блока управления соединены с выходом источника питания. Заявляемый в изобретении способ диагностики ГНУ позволяет дистанционно, с использованием ПШИС-технологии, учитывающей особенности циклических сигналов, обеспечить необходимую достоверность диагностики по ваттметрограммам и динамограммам для всего класса неисправностей глубинно-насосной установки каждой скважины, расположенных на промысле. Алиев Тельман Аббас оглы, Нусратов Октай Гудрат оглы, Гулиев Гамбар(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ (AZ) Изобретение относится к нефтедобыче и информационным технологиям в нефтедобыче и касается систем и методов диагностики технического состояния глубинно-насосных установок (ГНУ). Вопросы качественной и точной диагностики глубинно-насосных установок добычи нефти являются важным звеном в деле обеспечения рентабельности длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений. Своевременное обнаружение неисправностей ГНУ и принятие необходимых мер по их устранению обеспечивает необходимый уровень стабилизации добычи нефти. Однако до настоящего времени одним из основных способов диагностики ГНУ является, по существу, визуальный анализ динамометрической информации специалистами-технологами и принятие решения о соответствующей неисправности. Для решения задач диагностики скважинного оборудования разработаны различные методы диагностики и системы, реализующие эти методы. Известно (1) использование динамограмм в качестве диагностического метода технического состояния насосных установок. Динамограмма отражает изменения нагрузки в точке подвеса насосных штанг в зависимости от их перемещения P(S) при глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин. По изменению формы динамограммы от нормальной (параллелограмма) можно судить о различных дефектах работы насосной установки, так, например, о попадании в насос газа, утечки в нагнетательном или всасывающем клапанах, заклинивании, превышении производительности насоса над притоком жидкости в скважину, обрыве штанг, неправильности монтажа насоса, не герметичности труб, об уменьшении полезного хода плунжера насоса по сравнению с ходом точки подвеса штанг из-за упругих деформаций штанг и труб. Недостатком данного способа является то, что динамограмма отражает техническое состояние только подземной части оборудования ГНУ. В то же время данный способ из-за несовершенства датчиков и методов обработки сигнала, отображающих работу установки в виде динамограммы, не обладает возможностью отражать техническое состояние наземной части установки. Известно, что на достоверность динамограммы, т.е. на ее форму, влияют глубина скважины, число качаний станка качалки и собственные колебательные процессы в насосных штангах и трубах. Поэтому показателем, характеризующим влияние числа качаний n и глубины подвески L насоса на динамические нагрузки штанг, а следовательно, и на форму динамограммы, служит параметр где a=5100 скорость звука в стали в м/с. При значении коэффициента 0,18 динамограмма имеет форму,близкую к параллелограмму, и легко поддается расшифровке. Когда 0,18, т.е. с удлинением глубины подвески, расшифровка динамограммы обычными методами затруднена, а иногда и не возможна. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является известный (2) способ диагностики глубинно-насосных установок методом ваттметрирования, т.е. определения зависимости мощности, потребляемой электродвигателем, от угла поворота кривошипа w и последующего анализа системы информативных признаков. В качестве информативных признаков используют изменения комбинаций позиционно-широтно-импульсных сигналов (ПШИС), сформированных в процессе аналого-цифрового преобразования ваттметрограммы. Полученные признаки текущей ваттметрограммы сравнивают с эталонными. Для диагностирования технического состояния установки используют величину их близости, полученную путем вычисления суммарной длительности ПШИС с учетом диагностической ценности (веса) позиции, в котором расположены ПШИС. Способ позволяет определить неисправности наземного оборудования и питающей электросети. Однако недостатком указанного способа для диагностики технического состояния установки в целом является то, что не все неисправности оборудования подземной части точно и надежно определяются ваттметрограммой. Поэтому в настоящее время на практике диагностику неисправностей ГНУ определяют раздельно: неисправности наземной части установки адекватно отражаются на ваттметрограммах, а подземной части - на динамограммах, что создает определенные неудобства в управлении работой скважины и негативно влияет на рентабельность механизированного способа добычи нефти. Для того чтобы адекватно, точно и надежно определить признаки неисправностей по каждому из этих способов, необходим их совместный анализ за одновременный цикл работы станка качалки. Известно, что для решения подобной задачи диагностики ГНУ в целом, т.е. ее технического состояния как наземной, так и подземной частей, разрабатываются различные комплексные системы диагностики или так называемые комплексные анализаторы. Известен (3) мобильный аппаратно-программный системный комплекс диагностики скважин"КВАНТОР" в различных модификациях. Аппаратно-программный комплекс диагностики скважин содержит контрольно-измерительную систему, включающую блок приема и обработки информации (БПиО) на базе портативного компьютера типа ноутбук, измеритель-регистратор и автономные приборы. К основным видам исследований, выполняемых мобильным аппаратно-программным комплексом, относятся контроль параметров при выводе скважины на режим; текущий контроль параметров скважины, включающий и динамометрию. Недостатком указанного комплекса является то, что он для диагностики работы ГНУ использует данные только динамометрирования, а весь комплекс на базе персонального компьютера, хоть и позволяет интегрироваться в системы автоматического управления контроля и телеметрирования, предназначен все же для поочередного мониторинга только одной из скважин на разрабатываемом пласту. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является переносной анализатор нефтяных скважин (The Well Analyzer) (4), который позволяет измерять большое количество параметров, необходимых для контроля и управления работой скважины. Измерительные датчики и програмное обеспечение, заложенное в анализатор, позволяет на основе измеренных значений нагрузки на головку балансира и позиции полированного штока построить поверхностную и глубинную динамограммы и оценить состояние подземного оборудования сравнением полученных динамограмм с теоретически рассчитанными. Недостатком данного анализатора для диагностики технического состояния подземного и наземного оборудования ГНУ является то, что система является переносной, нет централизованного пункта наблюдения и управления работой скважин, расположенных на промысле, и каждый раз снятие характеристик одной из скважин промысла требует остановки этой скважины для установки датчиков, запуска и ожидания установившегося режима; аппаратная часть системы не позволяет одновременно измерять нагрузку на головку балансира и мощность, потребляемую электродвигателем, что не дает достоверных характеристик для диагностики ГНУ и оперативного управления. Кроме того, оценка состояния оборудования путем сравнения полученных динамограмм с теоритически расчетными не соответствует действительности из-за многих факторов, имеющих быть на конкретной скважине. В результате, для принятия правильного решения приходится дополнительно привлекать более опытных специалистов к анализу динамограмм. В анализаторе имеется возможность измерения тока и мощности электродвигателя. Однако эти данные используются только для определения термической нагрузки электродвигателя, себестоимости электроэнергии крутящих моментов редуктора и балансирования станка-качалки. Задача изобретения состоит в создании достаточно простого, точного и надежного способа диагностики ГНУ путем сочетания методов ваттметрирования и динамометрирования. Задача также состоит в создании системы диагностики, реализующей этот способ. Сущность изобретения способа диагностики глубинно-насосных установок нефтяных скважин состоит в одновременном, за каждый цикл работы ГНУ, анализе информативных признаков ваттметрограммы и динамограммы. В качестве признаков используют изменения комбинаций позиционноширотно-импульсных сигналов (ПШИС), сформированных в результате аналого-цифрового преобразования ваттметрограммы и динамограммы. Сравнивают текущие признаки ваттметрограммы и динамограммы с эталонными. Величину близости текущих значений к эталонным определяют путем вычисления суммарной длительности ПШИС с учетом диагностической ценности (веса) позиции, в котором расположены ПШИС. Сравнивают полученные значения ваттметрограммы со значениями динамограммы и по результатам сравнения диагностируют техническое состояние установки. Сущность изобретения также состоит в создании системы, реализующей заявляемый способ диагностики. Система состоит из двух блоков: блока аппаратуры скважины и блока дистанционного управления, расположенного в пункте диспетчера промысла. Блок аппаратуры скважины содержит измерительные датчики, микроконтроллер, источник питания и узел связи. Блок управления содержит компьютер с программным обеспечением, реализующий способ и узел связи. Причем промышленный компьютер прямой и обратной связью соединен через узлы связи блока управления и блока аппаратуры скважины с микроконтроллером. Выходы измерительных датчиков соединены с входом микроконтроллера, а входы измерительных датчиков, микроконтроллера и узла связи блока управления соединены с выходом источника питания. Сопоставительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое решение отличается от прототипа новыми существенными признаками: формированием критерия определения технического состояния установки - величиной близости текущей и эталонной динамограмм и ваттметрограмм соответственно. Заявляемое решение отличается от прототипа системой реализации заявляемого способа. Следовательно, решение отвечает критерию изобретения "новизна". Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с другими известными в этой области решениями показал, что существуют разные подходы к решению подобной задачи, но не найдено решение,аналогичное заявляемому. Для повышения точности и надежности диагностики сначала производится обработка текущего сигнала, получаемого от динамометрирования, а затем сигнала, полученного в те же периоды от ваттметрирования. Если вид диагностируемой неисправности в том и другом случае в нескольких (5-10) циклах работы ГНУ совпадает, то принимается соответствующее решение о текущей неисправности, в случае несовпадения результатов производится обработка сигналов динамометрирования и ваттметрирования, поступающих в последующих циклах работы ГНУ. Обработка сигналов как диамометрирования, так и ватметрирования осуществляется с использованием одних и тех же технических средств с применением известной (5) позиционно-бинарной технологии обработки сигнала. Совокупность известных существенных признаков и новых создает новый технический эффект, который позволяет решить поставленную задачу, и, следовательно, решение соответствует критерию изо-2 021804 бретения "технический уровень", и оно может быть признано изобретением. Сущность работы заявляемого изобретения проиллюстрирована следующими графическими материалами. Фиг. 1 - принципиальная схема системы диагностики ГНУ; I - блок аппаратуры скважины; II - блок управления; 1 - измерительные датчики; 2 - микроконтроллер; 3 - источник питания; 4 - узел связи; 5 компьютер; 6 - узел связи. Программное обеспечение, осуществляющее работу системы, проиллюстрировано на фиг. 2 - принципиальная блок-схема микроконтроллера 2, фиг. 3 - принципиальная блок-схема компьютера 5 и фиг. 4 протокол обмена информацией мощности и усилия по разновидностям дефектов MOD BUS RTU микроконтроллера 2 с компьютером 5, где 2-1 - модуль первоначальной установки контроллера ГНУ (МЛУК); 2-2 - модуль обслуживания опроса от вышестоящего внешнего устройства (МОО); 2-3 - модуль опроса аналоговых сигналов и их обработки (МОАС); 2-4 - 4 модуль создания массивов данных для передачи на ПК (МСМД).; 5-1 - модуль первоначальной установки компьютера; 5-2 - модуль опроса информации от скважин; 5-3 - модуль приема информации от скважин; 5-4 - модуль создания массивов данных мощности, усилия и хода; 5-5 - количество информации = N; 5-6 - модуль создания позиционно-бинарных составляющих (ПБС) массивов мощности, усилия; 5-7 - модуль создания и хранения ПБС образцовых сигналов; 5-8 - модуль определения степени близости ПБС идентифицируемого сигнала к множеству сравниваемых образцов; 5-9 - модуль отображения результатов на дисплее компьютера. Фиг. 5 - сигналы динамометрирования (а) и ваттметрирования (е) и соответствующие им ПБС. Способ осуществляется следующим образом. Предварительно в компьютере (5) создается база данных ПШИС, т.е. база информативных признаков реальных динамограмм и ваттметрограмм работы ГНУ, принятых в качестве образцовых. Для этого сигнал x(it) каждой идеальной динамограммы и ваттметрограммы (фиг. 5 а, b) за цикл работы Tu, соответствующий определенному характеру работы установки (бездефектному, с утечкой в нагнетательном клапане, с утечкой в приемном клапане и т.д.), в результате аналого-цифрового преобразования разлагается на сигналы qk(it) с шагом дискретизации t. Эти сигналы принимают значения 1 или 0, имеющие вес соответственно своим позициям (q1qi). Сочетание единиц и нулей в каждой позиции, заносимые в базу, образуют базу эталонных ПШИС. Микроконтроллер 2 по запросу с пункта диспетчера и команде компьютера 5 осуществляет подключение измерительных датчиков 1 для сбора измерительной информации, преобразует полученный аналоговый сигнал в цифровой, группирует информативные признаки в заданной последовательности и через узлы связи 4 и 6 передает ее на компьютер 5. Программа, заложенная в систему и обеспечивающая ее работу, в принципе функционирует следующим образом: модуль 2-1 (фиг. 2) первоначальной установки контроллера (МПУК)осуществляет очистку памяти, перевод портов в исходное состояние, копирование постоянных данных из ППЗУ в ОЗУ. Модуль 2-2 обслуживания опроса (МОО) от вышестоящего персонального компьютера (ПК) обеспечивает обмен информацией микроконтроллера (2) с компьютером (5) по следующему протоколу MOD BUSRTU (фиг. 4). Модуль 2-3 опроса аналоговых сигналов (МОАС) обеспечивает поочередное подключение 3 каналов АЦП микроконтроллера 2 к выходам, соответственно, измерителей мощности (1-а), усилия (1b) и хода (1-е) преобразования выходных напряжений в двоичный код. Информация 1-го (1-а) канала это значение электрической мощности, потребляемой электродвигателем. Информация 2-го (1-b) канала- это значение нагрузки (усилия) в точке подвеса насосных штанг. Информация 3-го (1-c) канала - это значение хода точки подвеса насосных штанг ГНУ. Модуль 2-4 создания массивов данных (МСМД) для передачи на компьютер 5 осуществляет запись полученной кодовой информации в следующей последовательности: 1-е два байта значение мощности, 2-е два байта значения усилия, 3-е два байта значение хода, 4-е два байта - это контрольное слово, формируемое контроллером для проверки информации при передаче ее по каналу связи. Модуль 5-1 (фиг. 3) первоначальной установки компьютера 5 осуществляет подключение системных программ и периферийных устройств в рабочее состояние и запускает пользовательскую программу. Модуль 5-2 опроса информации от скважин по команде диспетчера осуществляет запрос информации от контроллера 2 ГНУ определенной скважины. При этом модуль по описанному выше протоколу MOD BUS RTU передает необходимое количество (N) измеряемых значений мощности,усилия и хода. Модуль 5-3 приема информации от аппаратуры (блок I) скважин осуществляет прием информации, передаваемой от контроллера 2 ГНУ по протоколу MOD BUS RTU массивов данных. Производит проверку полученных данных согласно контрольным байтам. Модуль 5-4 создания массивов данных мощности, усилия и хода из массива получаемой информации выделяет байты информации о мощности, усилии и ходе и создает новые отдельные массивы данных мощности, усилия и хода. Модуль 3-5 проверки количества измерений сравнивает количество полученных от контроллера ГНУ измерений с количеством N запрашиваемых в модуле 5-2. Если равенство не достигнуто, возвращение к модулю 5-3. При достижении равенства переход к модулю 5-6. Модуль 5-6 создания позиционно-бинарных составляющих (ПБС) массивов мощности, усилия из полученных отдельных массивов создает позиционнобинарные составляющие. Модуль 5-7 создания и хранения ПБС образцовых сигналов выполняет ту же самую функцию как модуль 5-6 только для образцовых сигналов. Модуль 5-8 определения степени близости ПБС идентифицируемого сигнала осуществляет сравнение ПБС идентифицируемого сигнала мощности и усилия с ПБС каждого образцового сигнала мощности и усилия, соответственно, и определяет степень близости идентифицируемого сигнала к множеству сравниваемых образцовых оценивается по относительному значению числовых величин sw1, sw2, , s, из множества значений sw выбирается сигнал с минимальным значением sWmin, который является наиболее близким к идентифицируемому. Модуль 3-9 осуществляет отображение полученных результатов на дисплее компьютера 5. Сформированные информативные признаки текущих динамограммы и ваттметрограммы сопоставляются с имеющимися признаками в базе данных. При стабильном состоянии объекта комбинации временных интерваловTk11; Tk01; Tk12; Tk02 в каждом цикле будут повторяться. Причем Tk11 и Tk12 соответствуют промежуткам времени, когда значения х = 1, a Tk01 и Tk02 , когда х = 0. При изменении состояния объекта и, соответственно, формы исходного сигнала, ширина временных интервалов Tk11 и Tk01 изменится. Так как сумма всех ПШИС в каждом цикле равна амплитуде исходного сигнала, то разность между значениями ПШИС текущего и эталонного сигнала будет равна какому-то значению х, превышение которого сигнализирует о соответствующей неисправности. Путем выбора значения х можно получить любую заданную точность определения технического состояния объекта. Величина близости определяется по известному (5) алгоритму: где+- суммарные длительности ПБС, образуемых переходами 10 и 01 в каждой позиции;q - номера позиций. Заявляемый в изобретении способ диагностики ГНУ позволяет дистанционно с использованием ПШИС-технологии, учитывающей особенности циклических сигналов, обеспечить необходимую достоверность диагностики по ваттметрограммам и динамограммам для всего класса неисправностей глубинно-насосной установки каждой скважины, расположенных на промысле. Литература 1. Белов И.Г. "Исследование работы глубинных насосов динамограмм", М., Гостоптехиздат, 1960 г.,с. 128. 2. Патент АзI 20080049 от 07.04.2008 "Способ диагностики глубинно-насосных установок" (прототип). 3. Гаджиев A.M. Комплексный инструментальный контроль работы скважинного, насосного оборудования. Журнал "Инженерная практика",01-2011, Диагностика наземного и подземного оборудования. 4. The Well Analyzer is a computerized instrument for acquiring acoustic liquid level data, acoustic pressure transient data, dynamometer dataechometer.com/products/analyzer (прототип) 5. Патент АзI 2008004920050260 от 21.11.05. "Способ идентификации сигнала". ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ диагностики глубинно-насосной установки нефтяной скважины, состоящий в анализе информативных признаков ваттметрограммы, в качестве которых используют изменения комбинаций позиционно-широтно-импульсных сигналов (ПШИС), сформированных в результате аналого-цифрового преобразования ваттметрограммы, сравнивают признаки текущей ваттметрограммы с эталонными и по величине их близости, полученной путем вычисления суммарной длительности ПШИС с учетом диагностической ценности (веса) позиции, в котором расположены ПШИС, диагностируют техническое состояние установки, отличающийся тем, что дополнительно и одновременно используют аналогичные признаки, сформированные в результате аналого-цифрового преобразования динамограммы и сравнивают их с аналогичными признаками ваттметрограммы и по результатам сравнения диагностируют техническое состояние установки. 2. Система для реализации способа по п.1, включающая блок приема и обработки информации на базе компьютера с программным обеспечением, измеритель-регистратор и автономные приборы, отличающаяся тем, что содержит блок аппаратуры скважины с автономными измерительными приборами,источником питания и узлом связи, а в качестве измерителя-регистратора - микроконтроллер, блок дистанционного управления, расположенного в пункте диспетчера промысла и содержащего промышленный компьютер и узел связи, и блок сравнения признаков ваттметрограммы с признаками динамограммы, причем промышленный компьютер прямой и обратной связью соединен через узлы связи блока дистанционного управления и блока аппаратуры скважины с микроконтроллером; выходы измерительных датчиков соединены с входом микроконтроллера, а входы измерительных датчиков, микроконтроллера и узла связи блока управления соединены с выходом источника питания.