способ бинаризации для анализа акустических данных

Формула изобретения

1. Способ анализа акустических данных насоса, заключающийся в том, что осуществляют работу насоса с заданной скоростью, регистрируют акустические данные насоса в течение ряда периодов времени во время указанной работы, усредняют акустические данные множества циклов для минимизации влияния любых противоречивых акустических характеристик посредством суммирования колебательных сигналов из зарегистрированных акустических данных в один усредненный колебательный сигнал, улучшают акустические данные для анализа; и определяют верхний и нижний пороги амплитуды для зарегистрированных акустических данных исходя из улучшенных данных, и определяют порог акустических данных для идентификации любого акустического события, коррелированного со скоростью.

2. Способ по п.1, в котором определение порога содержит определение интервала любого акустического события, при этом интервал представляет продолжительность акустического события, способ дополнительно содержит использование процессора, чтобы сравнивать для идентификации информацию, относящуюся к скорости, и продолжительность.

3. Способ по п.2, в котором для индикации утечки клапана в насосе продолжительность составляет около половины хода плунжера работающего насоса.

4. Способ по п.1, в котором дополнительно:

отмечают начало акустического события как только амплитуда улучшенных акустических данных пересекает верхний порог снизу от нижнего порога и отмечают конец акустического события как только амплитуда улучшенных акустических данных пересекает нижний порог сверху от верхнего порога, при этом интервал определяют по расстоянию между началом и концом.

5. Способ по п.1, в котором указанное установление содержит применение гистограммного способа к улучшенным акустическим данным.

6. Способ по п.1, в котором регистрацию осуществляют в заданном частотном диапазоне.

7. Способ по п.1, в котором указанную регистрацию осуществляют посредством акустического датчика, соединенного с фильтром белого шума.

8. Способ по п.1, в котором указанная регистрация основывается на множестве частотных областей для их независимого анализа.

9. Способ по п.1, в котором указанное улучшение содержит усиление амплитуды акустических данных в пределах частотного диапазона.

10. Способ по п.9, в котором указанное усиление применяют в пределах частотного диапазона одним из линейного способа и экспоненциального способа.

11. Способ по п.9, в котором указанное усиление применяют в большей степени к высокочастотному концу частотного диапазона для улучшения представления акустических данных, являющихся результатом ранней стадии утечки клапана в насосе.

12. Способ по п.1, в котором указанное улучшение содержит сглаживание представления акустических данных с помощью одного из взвешенного экспоненциального усреднения и реализации фильтра с конечной импульсной характеристикой в результате преобразования Гильберта.

13. Способ по п.1, в котором указанное улучшение содержит, по меньшей мере, вычисление моментов распределения акустических данных.

14. Способ по п.1, в котором регистрация содержит получение акустических данных в конкретном частотном диапазоне, с использованием кратковременного быстрого преобразования Фурье.

15. Способ анализа акустических данных насоса, заключающийся в том, что осуществляют работу насоса, регистрируют акустические данные от насоса в заданном частотном диапазоне во время указанной работы, усиливают амплитуду акустических данных в пределах частотного диапазона, интегрируют усиленную амплитуду акустических данных и впоследствии исключают размерность частоты акустических данных посредством суммирования колебательных сигналов из зарегистрированных акустических данных в один усредненный колебательный сигнал, улучшают усиленную амплитуду акустических данных применяя медианный фильтр, указанную регистрацию в заданном частотном диапазоне и указанное повышение, чтобы уменьшить накопление акустических данных, которые представляют собой шум.

16. Способ по п.15, в котором заданный частотный диапазон находится в пределах от около 1 кГц до около 25 кГц.

17. Способ по п.16, в котором указанную регистрацию осуществляют в течение периодов, по меньшей мере, около 4/3 цикла работающего насоса.

18. Способ по п.16, в котором указанную работу осуществляют с известной скоростью, при этом способ дополнительно содержит бинаризацию акустических данных для идентификации любого акустического события, коррелированного со скоростью.

19. Способ по п.15, в котором суммирование содержит усреднение акустических данных для минимизации влияния любых противоречивых акустических характеристик.

20. Способ по п.15, в котором регистрация в заданном частотном диапазоне содержит получение акустических данных в конкретном частотном диапазоне, с использованием кратковременного быстрого преобразования Фурье.

21. Нефтепромысловая насосная установка, содержащая насос для работы с заданной скоростью, акустический датчик, связанный с указанным насосом для сбора акустических данных во время указанной работы, и процессор, соединенный с указанным акустическим датчиком для сбора информации, относящейся к акустическим данным и скорости, указанный процессор предназначен для идентификации любого акустического события, коррелированного со скоростью, с помощью определения верхнего и нижнего порога амплитуды для акустических данных исходя из собранных данных и последующего проведения анализа порога собранных акустических данных посредством суммирования колебательных сигналов из акустических данных в один усредненный колебательный сигнал.

22. Нефтепромысловая насосная установка по п.21, в которой акустическое событие представляет собой неисправное состояние насоса.

23. Нефтепромысловая насосная установка по п.22, в которой указанный насос дополнительно содержит уплотнение клапана, расположенное в нем, при этом неисправное состояние представляет собой утечку в указанном уплотнении клапана.

24. Нефтепромысловая насосная установка по п.23, в которой неисправное состояние в виде утечки идентифицируется акустическим событием, продолжающимся в течение примерно продолжительности половины хода плунжера насоса.

25. Нефтепромысловая насосная установка по п.21, в которой указанный насос имеет триплексную конфигурацию для операции гидравлического разрыва.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Представленные варианты осуществления изобретения относятся к мониторингу нефтепромысловых насосов, находящихся в действии. В частности, описаны варианты осуществления нефтепромысловых насосов, а также способы улучшения акустических данных, получаемых от них, для анализа.

Уровень техники

Для больших нефтепромысловых работ обычно используют любые из различных плунжерных насосов. Такие насосы можно использовать в применениях для получения доступа к подземным коллекторам углеводородов. Эти применения могут включать в себя цементирование, применение гибкой НКТ, водоструйную резку или гидравлический разрыв подземной породы.

Плунжерные насосы могут быть очень крупной частью оборудования, если учитывать связанные с ней двигатель, трансмиссию, коленчатый вал и другие детали, работающие при мощности от около 200 л.с. (147,2 кВт) до около 4000 л.с. (2955 кВт). Большой плунжер перемещается коленчатым валом к камере в насосе и на расстояние от нее для резкого воздействия на нее высоким или низким давлением. Это делает его хорошим предметом выбора для применений при высоком давлении. Действительно, когда создают давление жидкости, превышающее несколько тысяч фунтов на квадратный дюйм, обычно используют плунжерный насос. Например, гидравлический разрыв подземной породы часто происходит при давлениях от 10000 до 20000 фунт/дюйм² (от 68,94 до 137,88 МПа) или выше, для чего направляют содержащую абразивный материал жидкость в подземную скважину, чтобы высвободить нефть и газ из пор породы для извлечения.

При использовании плунжерного насоса, описанного выше, можно регулярно осуществлять мониторинг и техническое обслуживание насоса, чтобы гарантировать время безотказной работы и повысить эффективность работы. А именно, аналогично любому другому виду промышленного оборудования насос подвергается естественному износу, который может влиять на время безотказной работы или эффективность. Это может иметь важное значение в случае насосов для крупномасштабных нефтепромысловых работ, поскольку их часто используют на производственной площадке почти круглые сутки. Например, в случае применений для гидравлического разрыва плунжерный насос можно использовать на производственной площадке, и при этом предполагается, что он будет работать от шести до двенадцати часов в день в течение более чем одной недели. Износ компонентов насоса во время такой работы может проявляться в разнообразных формах. В частности, внутренние уплотнения клапанов насоса склонны к повреждению, особенно в случае, когда абразивные жидкости направляют через насос во время описанного применения для гидравлического разрыва.

Проблемы, связанные с износом компонентов насоса, таких как упомянутые уплотнения клапанов, могут сопровождаться определенными вибрациями, характерными для вида происходящего износа. Поэтому нередко осуществляют мониторинг технического состояния насоса во время работы с учетом такой акустической или вибрационной информации. Например, акустический датчик может быть связан с насосом для обнаружения высокочастотных вибраций, характерных для утечки или дефектного уплотнения внутри камеры плунжерного насоса. Такая утечка является обычным предшественником отказа насоса. При использовании акустических датчиков таким образом может быть исключена дорогостоящая и в некоторой степени ненадежная альтернатива регулярного, рассчитанного по времени прерывания работы насоса для осмотра и замены вручную уплотнения. Подобный акустический мониторинг состояния исправности насоса также можно использовать для обнаружения других видов потенциального износа компонентов насоса.

К сожалению, при реализации описанного выше способа мониторинга состояния исправности насоса путем обнаружения акустической информации во время работы насоса сталкиваются с необходимостью разрешать практические проблемы. Например, некоторые нарушения нормальной работы могут не отражаться при акустическом мониторинге, например, когда утечка уплотнения временно перекрывается мусором. Другая, возможно, более значительная проблема, связанная с расшифровкой нарушения нормальной работы насоса, обусловлена тем, что при нагнетательных работах на производственной площадке часто одновременно используют несколько насосов и связанное с ними оборудование. Поэтому с учетом очень большого количества содержащегося оборудования расшифровка подтекающего клапана или другого нарушения нормальной работы насоса на фоне явного шума может оказаться достаточно трудной на основании обнаруживаемых полных акустических данных. А именно, большое количество имеющихся акустических данных может создавать практическую нагрузку на обычные программно-аппаратные средства, пригодные для данного насоса или установки. Действительно, в настоящее время количество решений вычислительных задач, требуемых от доступных программно-аппаратных средств для определения на раннем этапе наличия утечки насоса, может быть нереалистичным с учетом большого объема акустических данных, которые собирают при работе множества насосов.

Сущность изобретения

Согласно изобретению предложен анализ акустических данных, получаемых от насоса. Данные собирают от насоса, работающего с заданной скоростью. Часть акустических данных можно подвергать частотной фильтрации с последующим улучшением остальных данных, опять в зависимости от частотного диапазона, представляющего интерес. Затем на основании улучшенных акустических данных может быть построена гистограмма, в соответствии с которой определяют верхний и нижний пороги амплитуды. Далее эти пороги можно использовать в способе бинаризации для идентификации акустического события, коррелированного со скоростью работающего насоса.

Краткое описание чертежей

В дальнейшем изобретение поясняется описанием со ссылками на чертежи, на которых:

фиг.1 - диаграмма анализа бинаризованных акустических данных, показывающая реализацию акустических данных, полученных от насоса, которые улучшают и анализируют с помощью корреляционной связи со скоростью насоса, согласно изобретению;

фиг.2 - общий вид с частичным разрезом варианта осуществления системы с несколькими насосами, предназначенной для использования способа из фиг.1, во время операции гидравлического разрыва на нефтяном промысле, согласно изобретению;

фиг.3 - вид сбоку в сечении насоса из системы на фиг.2, имеющего подтекающий клапан, создающий акустические данные для анализа, показанного на фиг.1, согласно изобретению;

фиг.4 - диаграмма, показывающая реализацию предъявляемых предварительно отфильтрованных акустических данных, полученных от насоса из фиг.3, согласно изобретению;

фиг.4В - диаграмма, показывающая осуществление способа усиления акустических данных из фиг.4А, согласно изобретению;

фиг.4С - диаграмма, показывающая акустические данные из фиг.4А после усиления способом из фиг.4В, согласно изобретению;

фиг.4D - диаграмма, показывающая реализацию гистограммы амплитуд, полученной на основании акустических данных из диаграммы на фиг.4С и использованной для оценивания порогов для последующего формирования диаграммы анализа улучшенных акустических данных из фиг.1, согласно изобретению;

фиг.5 - блок-схема последовательности операций обобщенного осуществления способа использования улучшенных акустических данных для определения состояния насоса, согласно изобретению.

Подробное описание

Варианты осуществления описываются с обращением к определенным плунжерным насосным установкам, предназначенным для выполнения операций по гидравлическому разрыву пласта. Однако для иных операций могут использоваться насосы других типов. Варианты осуществления, описанные в настоящей заявке, независимо от указанного, включают в себя способы, которыми достигаются повышенные уровни управляемости и определенности при анализе акустических событий от работающего нефтепромыслового насоса. Этого можно достигнуть путем повышения амплитуды акустических данных, получаемых от насоса, и/или путем установки верхнего и нижнего порогов для бинаризации акустических данных.

На фиг.1 показана диаграмма 100 анализа бинаризованных акустических данных. На диаграмме 100 показаны акустические данные, полученные от работающего нефтепромыслового насоса 201, такого как насос, показанный на фиг. 2 и 3. В частности, на диаграмме 100 показана таблица 101 бинаризованных данных, составленная на основании приведенной выше таблицы 150 улучшенных акустических данных. Как подробно описано ниже, в таблице 101 бинаризованных данных можно обнаружить группу бинаризованных акустических событий 121-126 на интервалах W₁-W₆, соответственно. Каждый интервал W₁-W₆ может представлять длительность соответствующего акустического события 121-126. Поэтому, когда скорость насоса 201 является известной, можно получать корреляционную связь между акустическим событием 121-126 и рабочей скоростью насоса 201. Например, на фиг.1 показано акустическое событие 125 на определенном интервале W₅, который приблизительно равен продолжительности половины хода плунжера насоса 201. Поэтому, как описано ниже, это конкретное акустическое событие 125 может указывать на подтекающий клапан внутри насоса 201, в котором в случае данной длительности интервала W₅ нарушено уплотнение. Таким образом, корреляционная связь бинаризованных акустических данных со скоростью и механическими свойствами насоса позволяет без труда идентифицировать потенциальные или возникающие неисправности насоса.

Бинаризованные акустические данные, упомянутые выше, показаны в таблице 101 бинаризованных данных в виде присутствия или отсутствия графически идеализированных и унитарных бинаризованных акустических событий 121-126. Поэтому корреляционные связи между акустическими данными и механическими свойствами насоса можно получать при минимальной помехе со стороны акустического шума или посторонних данных, которые не относятся к приуроченным к определенному времени механическим свойствам насоса. То есть акустические события 121-126 показаны как бинарные. На протяжении контролируемого периода времени, в этом случае 1,0 с, бинаризованным акустическим данным ставят в соответствие бинарный коэффициент корреляции 0 или 1. Повсюду, где обнаруживают акустическое событие 121-126, присваивают и отображают значение 1, в других случаях используют значение 0. Поэтому шум и другие акустические нерегулярности отфильтровываются из анализа путем присвоения значения 0. Минимизация акустических данных для анализа таким способом также существенно снижает нагрузку, которая в ином случае будет возлагаться на программно-аппаратные средства, ответственные за интерпретацию акустических данных.

На фиг.1 бинаризацию данных в таблицу 101 бинаризованных данных осуществляют путем экстраполяции акустических данных из таблицы 150, показанной выше. Таблица 150 акустических данных является графическим представлением акустических данных повышенной амплитуды, собранных в течение периода времени. Период времени составляет около 1,0 с, а повышенная амплитуда, которую рассматривают, находится в пределах десятибалльной шкалы. Однако, как подробно дополнительно описано в настоящей заявке, можно рассматривать возможные встречающиеся другие периоды времени и шкалы амплитуды, которые охватывают акустические характеристики и рабочие механические свойства насоса. Как подробно описано ниже, предпочтительно, чтобы контролируемый период времени имел продолжительность, которая соответствует по меньшей мере 4/3 полного возвратно-поступательного движения или оборота насоса. В одном осуществлении акустические данные собирают в течение ряда периодов времени, которые эквивалентны продолжительности полного оборота насоса. Таким образом, влияние любого несоответствующего существования или отсутствия акустических характеристик может быть значительно снижено при последующем анализе акустических данных. Кроме того, в осуществлениях, описанных ниже, также подробно описаны способы, которыми акустические данные можно улучшать в случае представления таблицей 150 акустических данных, а также определять верхний 180 и нижний 170 пороги.

Как подробно описано ниже, упомянутые верхний 180 и нижний 170 пороги устанавливают так, чтобы обеспечивалась возможность экстраполяции таблицы 101 бинаризованных данных на основании таблицы 150 акустических данных. Этого можно достичь путем принятия во внимание конкретных точек пересечений улучшенных акустических данных и порогов 170, 180. Например, когда акустические данные регистрируют, перемещаясь по направлению к 1,0 с в таблице 150, они флуктуируют между высокими и низкими уровнями повышенной амплитуды, периодически пересекая упомянутые пороги 170, 180. В случае осуществлений, описанных в настоящей заявке, отметку 130 при подъеме для таблицы 101 бинаризованных данных регистрируют, когда повышенная амплитуда акустических данных возрастает из-под нижнего порога 170 и пересекает верхнюю точку 185 верхнего порога 180. Точно так же отметку 140 при спаде для таблицы 101 бинаризованных данных регистрируют, когда повышенная амплитуда акустических данных спадает от точки над верхним порогом 180 и пересекает нижнюю точку 175 нижнего порога 170. Поэтому интервал W₁ -W₆ между отметкой 130 при подъеме и отметкой 140 при спаде можно определять для каждого акустического события 121-126.

Как показано выше, интервал W₅ конкретного акустического события 125 в таблице 101 акустических данных согласуется по времени приблизительно с половиной хода плунжера насоса, создающего акустические данные. В соответствии со способом, описанным выше, это задание параметров можно легко оценивать количественно путем рассмотрения различных приведенных интервалов W₁-W₆. Идеализированный унитарный вид акустических событий 121-126 способствует выполнению этого способа. Кроме того, точный унитарный вид каждого акустического события 121-126 усиливается значимостью и расположением каждой верхней точки 185 и нижней точки 175. Например, нет необходимости регистрировать каждую верхнюю точку 185 или нижнюю точку 175 и при этом каждый раз, когда акустические данные пересекают верхний или нижний порог, 170, 180. Точнее, как описано выше, требуется соблюдать определенные условия при назначении верхней точки 185 или нижней точки 175. При этом инкрементные флуктуации повышенной амплитуды акустических данных ослабляются и не оказывают значительного влияния на представление акустических событий 121-126.

Например, при исследовании данных 160 утечки клапана отметку 130 при подъеме обозначают, когда акустические данные пересекают верхний порог 180 в верхней точке 185, подходя из-под нижнего порога 170. Однако, когда акустические данные со временем совершают обратный путь под нижний порог 180, нижняя точка 175 сначала не отображается. Точнее, только после того как акустические данные перейдут под нижний порог 170, отобразится нижняя точка 175 для обозначения нижней отметки 140 при спаде. При этом менее значащие и более инкрементные флуктуации повышенной амплитуды акустических данных ослабляются и не влияют на интервал W₅ акустического события 125. Поэтому на основании известной скорости насоса 201 событие 125 может быть соответствующим образом связано с утечкой клапана на отрезке времени, то есть приблизительно на интервале W₅. Способ, которым устанавливают верхний 180 и нижний 170 пороги, подробно описан ниже.

На фиг.2 насос 201 показан как часть насосной установки 200 с большим количеством насосов на нефтяном промысле 275. Насос 201 может иметь акустический датчик, связанный с ним, для получения исходных акустических данных. Как подробно описано ниже, к этим исходным акустическим данным можно применять способы для получения в конечном счете акустических данных с повышенной амплитудой, показанной на диаграмме 150 акустических данных из фиг.1.

Как показано на фиг.2, мониторируемый насос 201 и прочие из установки 200 могут быть обычными триплекс-насосами, используемыми при операции гидравлического разрыва. Насосы могут работать при мощности от 1500 л.с. (1104 кВт) до 5000 л.с. (3680 кВт), чтобы продвигать абразивную жидкость 210 через коллектор 270 и в скважину 225. Мешалка 207 и другое потенциально шумное оборудование также может использоваться в линии с мониторируемым насосом 201. И, наконец, абразивная жидкость 210 может быть направлена под давлением около 20000 фунт/дюйм² (137,88 МПа) к разрываемой породе 215 или другой горной породе, характерной при обычной операции гидравлического разрыва. В целом, при выполнении операции этого типа в значительном количестве генерируются обнаруживаемые акустические волны, большая часть которых может быть шумом, не относящимся к конкретному неисправному состоянию мониторируемого насоса 201. Поэтому способы обращения с акустическими данными подробно описаны в настоящей заявке, в результате чего значительное количество такого шума можно отфильтровать или отделить перед любым детальным анализом с помощью программно-аппаратных средств, связанных с мониторируемым насосом 201.

На фиг.3 показан разрез мониторируемого насоса 201, в котором обнаруживаемое акустическим способом неисправное состояние имеется в виде подтекающего уплотнения 360 клапана. Как подробно дополнительно описано в настоящей заявке, акустические характеристики этого подтекающего уплотнения 360 клапана в конечном счете могут быть обнаружены как акустическое событие 125, показанное на фиг.1, которое находится в корреляционной связи с продолжительностью примерно половины хода плунжера 390.

Как отмечено выше, насос 201 включает в себя плунжер 390 для осуществления хода или возвратно-поступательного перемещения в корпусе 307 плунжера по направлению к камере 335 и на расстояние от нее. Таким способом плунжер 390 воздействует на камеру 335 высоким и низким давлениями. А именно, когда плунжер 390 продвигается к камере 335, давление внутри камеры 335 возрастает. В некоторый момент времени повышение давления будет достаточным, чтобы осуществилось открытие нагнетательного клапана 350 для обеспечения возможности выпуска жидкости и давления внутрь камеры 335. Величина давления, необходимого для открытия нагнетательного клапана 350, может определяться выпускным механизмом 370, таким как клапанная пружина, который удерживает нагнетательный клапан 350 в закрытом положении до тех пор, пока в камере 335 не будет достигнуто необходимое давление. При этом в осуществлении, в котором насос 201 должен использоваться при операции гидравлического разрыва, описанной выше, давление может достигать 20000 фунт/дюйм² (137,88 МПа).

Плунжер 390 также может воздействовать на камеру 335 низким давлением. А именно, когда плунжер 390 отступает на расстояние от камеры 335, давление в ней снижается. Когда давление внутри камеры 335 снижается, нагнетательный клапан 350 закрывается, возвращая камеру 335 в уплотненное состояние. По мере того как плунжер 390 продолжает перемещаться на расстояние от камеры 335, давление в ней будет продолжать падать, и в результате внутри камеры 335 будет получено низкое или отрицательное давление. Аналогично действию нагнетательного клапана 350, описанного выше, снижение давления будет в конечном счете достаточным для обеспечения открытия впускного клапана 355. Открытие впускного клапана 355 позволяет жидкости подняться в камеру 335 из жидкостного канала 345, прилегающего к ней. Величина давления, необходимого для открытия впускного клапана 355, может определяться впускным механизмом 375, который и в этом случае может быть пружиной для поддержания впускного клапана 355 в закрытом положении до достижения требуемого низкого давления в камере 335.

Как описывалось выше и как можно видеть при дополнительном обращении к фиг.1, возвратно-поступательным или циклическим перемещением плунжера 390 к камере 335 внутри насоса 201 и на расстояние от нее регулируется давление в камере. Клапаны 350, 355 реагируют соответствующим образом, чтобы выпустить жидкость под высоким давлением из камеры 335 по выдачному каналу 340 и в конечном счете из насоса 201. Затем эта жидкость заменяется жидкостью из жидкостного канала 345. На всем протяжении насоса 201 при всех перемещениях различные части описанного насоса 201 могут в значительной степени резонировать, в том числе неподвижные части, такие как корпус насоса, где можно расположить акустический датчик для регистрации таких резонансных вибраций.

Как отмечалось, некоторые акустические вибрации могут указывать на поврежденное уплотнение 360 клапана насоса 201. Например, при более тщательном рассмотрении фиг.3 становится очевидно, что способное приспосабливаться по форме уплотнение 360 клапана может включать в себя поврежденный участок 361. Способность приспосабливаться по форме такого уплотнения 360 клапана способствует прокачке через насос 201 содержащих абразивные материалы жидкостей, как их часто называют, в случае выполнения операций по гидравлическому разрыву. Например, абразивная жидкость может включать в себя проппант, такой как песок, керамический материал или боксит, примешанный к ней. Способность приспосабливаться по форме уплотнения 360 клапана позволяет приспосабливаться к любому проппанту, имеющемуся на границе 372 раздела нагнетательного клапана 350 и седла 380. К сожалению, способность приспосабливаться по форме уплотнения 360 клапана также сообщает ему восприимчивость к неисправности в результате разрушения такими абразивными жидкостями.

Способное приспосабливаться по форме уплотнение 360 клапана может быть выполнено из уретана или других обычных полимеров, используемых при обычной операции гидравлического разрыва, описанной выше. При по существу непрерывном использовании такие материалы могут полностью разрушаться в течение периода времени примерно от одной до шести недель. Вследствие возникшего поврежденного участка 361 полностью теряется уплотнение, образованное между клапаном 350 и седлом 380 клапана. Поэтому, как отмечалось выше, может существовать акустическая вибрация, указывающая на неисправное состояние работающего насоса 201, то есть вызванная нарастающей утечкой между камерой 335 и выдачным каналом 340 или между камерой 335 и каналом 345.

Как отмечалось, акустические вибрации, указывающие на неисправное состояние насоса, а также остального, могут быть обнаружены обычным акустическим датчиком и проанализированы процессором. Кроме того, для такого процессора обычный концевой выключатель 325 может выдавать информацию о скорости и цикличности насоса. Таким образом, как показано на фиг.1, получаемые акустические данные можно анализировать для нахождения любой корреляционной связи с механическими свойствами насоса. На самом деле в осуществлении, показанном на фиг.3, акустические данные, которые указывают на неисправное состояние насоса 201, могут иметься на отрезке времени, который приблизительно эквивалентен половине хода плунжера 390. А именно, поврежденный участок 361 мешает уплотнению 361 клапана полностью уплотнить седло 380 клапана. Поэтому, когда давление внутри камеры 335 снижается при половине хода плунжера 390 на расстояние от нее, жидкость может вытекать из выдачного канала 340 в камеру 335, что нежелательно. Кроме того, когда плунжер 390 перемещается в камеру 335, тем самым повышая давление в ней, жидкость может вытекать из камеры 335 в канал 345, что нежелательно. Эти утечки могут восприниматься как акустические данные, и при известности скорости плунжера 390 процессор может устанавливать корреляционную связь акустических данных с определенными механическими свойствами насоса 201, такими как продолжительность половины хода плунжера насоса 201. Поэтому можно получать корреляционные связи, такие как показанные на фиг.1, для идентификации проблем при работе насоса 201.

На фиг. 4A-4D показаны варианты осуществления способа адаптации и улучшения собранных акустических данных. Например, как описано выше со ссылками на фиг. 2 и 3, рассмотренным выше, можно анализировать механические свойства насоса 201 и потенциальные, связанные с ними акустические характеристики. Однако же большой объем акустических данных, доступных при работе насоса, может превышать возможности процессора или же будет недостаточным особое внимание к представляющим интерес частотам. Поэтому адаптация и улучшение акустических данных, описанные ниже с обращением к фиг.1, приведенной выше, могут обеспечить значительное преимущество.

В частности, что касается фиг.4А, то сам датчик может быть выполнен с возможностью получения данных в конкретном диапазоне частот для построения кратковременного быстрого преобразования Фурье. Например, как показано на фиг.4А, датчик может быть адаптирован для выбора частот от около 1 кГц до около 25 кГц, на которых вероятно присутствие акустических характеристик утечки, таких как описанные выше. Таким образом, акустические данные могут считаться прошедшими предварительную фильтрацию. Кроме того, в других осуществлениях могут исследоваться другие диапазоны частот. Кроме того, акустические данные можно накапливать для дальнейшей обработки данных в ряде отдельных частотных областей, чтобы получать независимые оценки утечки для каждой из областей.

На фиг.4А показан обычный акустический датчик, способный обнаруживать частоты до верхнего предела, например около 25 кГц в соответствии с показанными данными. Поэтому модификация такого акустического датчика для исключения передачи акустической информации в диапазоне 0-1 кГц сама по себе может значительно ограничить количество обычно воспринимаемого шума, который в противном случае будет подводиться к процессору для анализа. Тем самым снижается нагрузка на процессор. Такой низкий уровень шума также может быть получен при использовании фильтра белого шума, соединенного с датчиком. В любом случае способы, описанные в настоящей заявке, можно считать по существу исключающими или сводящими к минимуму такой низкоуровневый резонанс, присущий данным при сборе акустическим датчиком. В действительности, как подробно описано ниже, способ усреднения частот можно использовать для воздействия на представление резонанса, который в противном случае будет иметься в виде пиков вдоль временной оси.

На фиг. 4А и 4В акустическую информацию собирают в течение периода времени, 1,0 с в конкретном осуществлении на фиг.4А. Акустическая информация, которую делают доступной процессору для анализа, является такой, какая, как указано выше, имеется в частотном диапазоне от около 1 кГц до около 25 кГц. Однако дополнительное улучшение акустических данных может быть выгодным для более детального исследования частот, на которых более вероятно присутствие акустических характеристик неисправного насоса, представляющих интерес. Например, в настоящей заявке описываются осуществления с обращением к триплекс-насосу 201, в котором, как подробно описано с обращением к фиг. 2 и 3, способное приспосабливаться по форме уплотнение 360 клапана используется при нагнетании абразивной жидкости под высоким давлением. Поэтому существует вероятность ухудшения уплотнения 360 клапана, и оно представляет интерес. Следовательно, при условии, что акустические характеристики такого ухудшения по всей вероятности начнут проявляться на высоких частотах, такие высокие частоты могут быть усилены. То есть, так называемые моменты распределения могут быть использованы для получения усредненной акустической характеристики в пределах частотного диапазона, характерного для кратковременного быстрого преобразования Фурье, в каждый момент времени, и тем самым преобразования от фиг.4А к фиг.4С.

На фиг.4В показана линейная функция, при этом в зависимости от конкретной частоты, на которой имеются данные, амплитуда акустических данных усилена в пределах от 1 до 2 раз. То есть в показанном варианте осуществления акустические данные на диаграмме на фиг.4А около 25 кГц имеют удвоенную амплитуду, тогда как данные ниже 25 кГц усилены в меньшей степени, и наконец, акустические данные около 1 кГц полностью сохранены в чистом виде. Таким образом, частотная ось может быть удалена с помощью процедуры усреднения и учтена в пределах оси амплитуды. В соответствии с этим способом трехмерная диаграмма на фиг.4А может быть преобразована в двумерную диаграмму на фиг.4С с дополнительным предыскажениями, введенными в более высокочастотные данные, отражаемыми результирующей повышенной амплитудой. Поэтому более высокие частоты раннего этапа утечки и другие такие акустические данные, вероятно, будут собираться для анализа. Такое «суммирование» независимых колебательных сигналов в один усредненный колебательный сигнал само способствует минимизации влияния любых несовместимых акустических характеристик и выявлению фаз хода плунжера циклически работающего насоса. Кроме того, сглаженную повышенную амплитуду или представление амплитудного детектирования можно получать на основании применения взвешенного экспоненциального среднего данных или путем реализации конечной импульсной характеристики в результате преобразования Гильберта.

Как показано на фиг.4В, можно использовать коэффициент усиления амплитуды до 2. Однако в других осуществлениях могут использоваться альтернативные коэффициенты максимального усиления амплитуды. Кроме того, при применении коэффициента усиления амплитуды нет необходимости в том, чтобы он был линейным, как показано на фиг.4В. Например, в другом осуществлении используют изменяющийся в пределах частотного диапазона по экспоненциальному или логарифмическому закону коэффициент увеличения амплитуды, чтобы более резко выделять амплитуды на высоких или средних частотах.

На фиг.4С показана диаграмма акустических данных, которые улучшены так, как подробно раскрыто выше. Акустические данные, как и показанные на фиг.4А, представлены в пределах того же самого периода времени, составляющего 1,0 с, но без обозначения конкретных частот. Точнее, показана амплитуда от 1 до 10, которая повышена путем адаптивного усиления амплитуды на фиг.4 с помощью коэффициента усиления амплитуды на фиг.4В. В то же время акустические данные можно подвергнуть дальнейшему улучшению путем сглаживания пиков, и это обеспечит выделение нижележащих данных из диаграммы на фиг.1, описанной выше. То есть при одновременном обращении к фигурам 1 и 4С можно видеть, что акустические данные на фиг.4С по существу являются теми же самыми акустическими данными, которые были бинаризованы, как описанные выше с обращением к фиг.1. Поэтому вследствие описанного адаптивного усиления, которое представлено на диаграмме из фиг.4С, способ бинаризации из фиг.1 является подходящим для сбора высокочастотных данных на ранней стадии утечки или других представляющих интерес данных на заданных частотах.

На фиг. 4С и 4D представление акустических данных изменено для получения представления в виде диаграммы на фиг.1. Например, акустические данные из фиг.4С можно сгладить, чтобы получить представление из фиг.1. Этого можно достигнуть, применяя обычный медианный фильтр или другое средство снижения шума, при этом исключают резкие выбросы акустических данных, имеющиеся не более чем на протяжении заданного инкрементного периода времени. Таким образом, акустические данные на фиг.4С могут принимать вид акустических данных, представленных на фиг.1. При этом из данных исключаются острые выбросы или спады пиков, играющие некоторую роль в способе бинаризации, описанном выше с обращением к фиг.1. В результате шум, приводящий к образованию таких пиков, исключается из анализа процессором полученных акустических данных. Точнее, процессор высвобождается для анализа акустических данных, представляющих интерес с большей степенью вероятности. Кроме того, чистый алгоритм обработки изображения, такой как «змейковый алгоритм», может быть использован для повышения нижнего уровня колебательного сигнала на фиг.4, чтобы обеспечить возможность интерполяции его примитивными линиями.

В дополнение к описанному сглаживанию пиков акустических данных в способе бинаризации, описанном выше с обращением к фиг.1, используют верхний 180 и нижний 170 пороги. Эти пороги 170, 180 можно получить при рассмотрении повышенной амплитуды на фиг.4С. Например, гистограммой на фиг.4D иллюстрируется, каким образом повышенная амплитуда на фиг.4С будет проявляться в значениях вероятности событий. То есть повышенная амплитуда на протяжении оси X на фиг.4D графически отображена в зависимости от вероятности повышенной амплитуды, имеющейся на протяжении контролируемого периода времени и представленного на диаграмме на фиг.4С. В примере, показанном на фиг.4D, наиболее вероятные события с повышенной амплитудой имеются при значении около 2,5 и затем около 3,5. Поэтому в случае способа бинаризации, описанного выше с обращением к фиг.1, верхний 180 и нижний 170 пороги устанавливают на уровнях несколько выше чем 2,5 и несколько ниже чем 3,5. Таким образом, в способе бинаризации используют статистический фильтр для учета динамического характера акустических характеристик работы насоса. Поэтому, как подробно описано выше, влияние инкрементных флуктуаций повышенной амплитуды на анализ данных процессором можно минимизировать.

Как описано выше, нагрузку на производительность процессора при анализе акустических данных можно минимизировать путем исключения акустических данных ниже 1 кГц и последующего усреднения по частоте кратковременного быстрого преобразования Фурье, тем самым отображая его в двумерную матрицу, при этом в соответствии с теоремой Парсеваля этот процесс эквивалентен конволюции во временной области (поэтому вся акустическая энергия сохраняется в пределах исходного колебательного сигнала). Дополнительные акустические данные исключают из анализа, применяя обычный способ медианной фильтрации. Кроме того, данные, которые анализируют, можно улучшить путем усиления амплитуды на представляющих интерес частотах. После этого процессор можно использовать для анализа таких идеализированных акустических данных, чтобы выявить набор параметров, называемых в настоящей заявке «вектором признаков». Вектор признаков можно использовать для оценивания порогов для двухпорогового дискриминатора. Для оценивания верхнего 180 и нижнего 170 порогов в одном осуществлении алгоритмы нейронной сети могут быть выполнены относительно таких векторов признаков, как и относительно связанных с ними скрытых цепей Маркова. Кроме того, на основании вектора признаков можно ввести блок классификации сигналов, чтобы отличать неисправное состояние, обнаруживаемое акустическим способом, от неисправной проводки или ложного срабатывания датчика. Вектор признаков также можно использовать для предоставления программному обеспечению возможности подачи сигнала регулирования усиления для изменения акустического входного сигнала.

Позднее процессор путем выполнения способа бинаризации, основанного на применении таких порогов к повышенным амплитудам, может минимизировать влияние инкрементных флуктуаций анализируемых повышенных амплитуд. Как подробно описано ниже с обращением к блок-схеме последовательности действий на фиг.5, эти способы бинаризации можно изложить кратко следующим образом.

На фиг.5 показана блок-схема последовательности действий, в соответствии с которой описанные выше способы бинаризации могут быть применены для работающего нефтепромыслового насоса. А именно, как показано на шаге 515, насос работает с заданной скоростью, и в конечном счете осуществляют бинаризацию акустических данных (см. 590) для идентификации любого акустического события, которое может быть коррелированным с этой скоростью. Чтобы достичь этого результата, можно осуществить предварительную фильтрацию данных от насоса или, как указано на шаге 530, регистрацию в заданном частотном диапазоне. Это может способствовать снижению шума в частотных диапазонах, не представляющих интереса. Как показано на шаге 545, акустические данные также можно улучшить путем увеличения амплитуды в представляющих интерес частотных диапазонах наряду с вычислением моментов распределения и последующего применения медианного фильтра для дальнейшего снижения шума (см. 560). Как показано на шаге 575 и 590, бинаризацию применяют к акустическим данным, устанавливая верхний и нижний пороги амплитуды, относительно которых акустические события могут быть экстраполированы. Акустические события, коррелирующие с временными характеристиками и скоростью насоса, затем могут быть идентифицированы как потенциальные индикаторы неисправного состояния насоса.

В осуществлениях, описанных выше, выявлены способы управляемого и поддающегося расшифровке анализа акустических данных от работающего нефтепромыслового насоса. Количество и виды акустических данных, представляемых для анализа на системные программно-аппаратные средства, можно существенно сократить путем бинаризации, а также способами, используемыми для снижения шума. Предшествующее описание было представлено с обращением к предпочтительным в настоящее время осуществлениям. Специалистам в областях техники и технологии, к которым эти осуществления имеют отношение, должно быть понятно, что варианты и изменения описанных структур и способов работы могут быть использованы на практике без значительного отступления от принципа и объема этих осуществлений. Например, описанные выше способы применены к отдельному нефтепромысловому насосу, который может быть частью крупной насосной установки с большим количеством насосов. Однако другие насосы или все насосы из той же самой насосной установки с большим количеством насосов можно мониторировать в соответствии со способом, подробно описанным в настоящей заявке. Кроме того, приведенное выше описание не должно читаться как относящееся только к описанным точным структурам и показанным на сопровождающих чертежах, а должно читаться как согласующееся с нижеследующей формулой изобретения и как основа ее, которая имеет максимально полный и ясно выраженный объем.