Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти

 

Изобретение относится к диагностике оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные двигатели. В способе определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки. В качестве сигнала регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля. Затем анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации. Изобретение направлено на обеспечение возможности производить оценку технического состояния работающей установки в процессе ее эксплуатации и прогнозировать отказы. 6 ил.

Изобретение относится к области диагностики оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные электродвигатели.

Известен способ диагностики (контроля) погружных электродвигателей и насосов по параметрам вибрации, который используется на стендах по обкатке и испытанию (Положение о системе технического обслуживания и ремонта нефтепромыслового энергомеханического оборудования ОАО "Самотлорнефтегаз" по фактическому состоянию, - РД 153-39,1-046-00, Тюмень, 2000 г.).

В известном способе выбираются точки для измерения вибрации, которые располагаются на корпусе электродвигателя и насоса в зоне установки верхнего и нижнего подшипников и посередине между ними. Оценку технического состояния электродвигателей и насосов производят по результатам измерения вибраций. При обнаружении повышенного уровня вибрации в одной или нескольких точках или при превышении установленных заводом-изготовителем предельных значений электротехнических, технологических параметров или температуры электродвигатель (насос) возвращается в ремонт.

Для определения возможных причин повышенного уровня вибрации используют спектральный анализ получаемого вибросигнала, по результатам которого проводят идентификацию дефектов.

Известный способ неприменим для оценки технического состояния электропогружной установки в процессе ее эксплуатации, т.к. применяемый в нем метод получения диагностической информации исключает возможность его использования в этой ситуации ввиду отсутствия доступа к элементам конструкции установки.

Задача настоящего изобретения заключается в создании способа, позволяющего производить оценку технического состояния работающей электропогружной установки в процессе ее эксплуатации и прогнозировать отказы.

Для решения поставленной задачи при определении технического состояния электропогружных установок для добычи нефти, в котором регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки, регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля, анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации.

Сущность заявляемого способа заключается в следующем. Механические колебания и электрические дефекты, возникающие в электрических машинах роторного типа во время их работы, порождают пульсации электромагнитного поля между ротором и статором электродвигателя и, как следствие, пульсации тока в обмотках статора и линиях электропитания.

Заявляемый способ основан на регистрации и анализе флуктуации интегральной составляющей фазных токов питания асинхронного электродвигателя. Причем регистрацию осуществляют путем установки датчика на все фазы энергоподводящего кабеля электродвигателя установки. Такой способ измерения диагностической информации позволяет существенно снизить влияние основной составляющей промышленной частоты 50 Гц на результат измерения, вследствие взаимной компенсации ЭДС токов фаз, и регистрировать преимущественно их флуктуации.

Таким образом, новый технический результат заключается в новом способе получения диагностического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала в отличие от сигнала, полученного способом по прототипу, обусловлена не только вибрацией корпуса установки, элементов ее конструкции, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации установки. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки.

Этот способ получения диагностического сигнала можно применять для диагностируемой установки неоднократно и, анализируя форму и амплитуду полученного сигнала, по их изменению в сравнении со значениями предыдущих измерений, решить поставленную задачу - судить о техническом состоянии работающей установки, в том числе о возможности ее дальнейшей эксплуатации.

Для набора достаточного количества статистических данных с помощью заявляемого способа обследовалось 98 единиц погружного оборудования.

Данный пример иллюстрирует использование способа на одной из нефтяных скважин Самотлорского УДНГ ТНК г. Нижневартовска. Технологический режим установки, условия подачи электроэнергии на электродвигатель погружного насоса и условия измерения одни и те же.

В качестве привода ЭПУ на нефтедобывающих скважинах используются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Измерения проводились на энергоподводящих кабелях установок (ЭПУ), непосредственно в местах ввода в планшайбу устьевой (фонтанной) арматуры.

Датчик напряжения с аналоговым выходом по напряжению и кабелем для подключения к анализатору в виде токовых клещей устанавливали одновременно на три фазы кабеля. Сигнал от датчика поступает на записывающий прибор, далее на компьютер для анализа и хранения.

На фиг. 1 приведен график, иллюстрирующий изменение амплитуды сигнала переменной составляющей суммы фазных токов питания во времени в течение 0,12 секунд, на фиг.2 - частотный спектр этого сигнала в полосе 0-200 Гц.

На фиг.3-4 - то же, соответственно, только через 2 месяца работы установки.

На фиг.5-6 - то же, через 4 месяца работы установки.

На приведенных графиках (фиг.1,3,5) прослеживается рост амплитуды основной составляющей его частоты во времени. Так как измерения проводились при одинаковых условиях подачи электропитания и неизменных технологических параметрах, а амплитуда интегральной составляющей фазных токов изменилась, то можно считать, что причина ее изменения заключается в "перекосе фаз" электродвигателя в результате изменения величин векторов фазных токов или изменением углов между ними, причиной которого могут являться электрические дефекты обмоток статора или увеличение тормозного момента, действующего на вал установки.

На графиках спектров (фиг.2,4,6) прослеживается рост амплитуды боковой гармоники от частоты сети 50 Гц, которая соответствует частоте вращения вала. По ее росту можно судить об увеличении тормозного момента, действующего на вал агрегата со стороны внешних сил или росте вибрации установки на оборотной частоте, причиной которых могут являться засорение проточной части погружного насоса или износ подшипников скольжения установки.

Таким образом, приведенные примеры иллюстрируют возможности заявляемого способа для определения технического состояния работающих электропогружных установок.

Формула изобретения

Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти, в котором регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки, отличающийся тем, что регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля, анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.08.2005        БИ: 23/2005

---