EA013861B1 - Method for controlling the intermittent operation mode of stripped oil wells - Google Patents
Method for controlling the intermittent operation mode of stripped oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- EA013861B1 EA013861B1 EA200900315A EA200900315A EA013861B1 EA 013861 B1 EA013861 B1 EA 013861B1 EA 200900315 A EA200900315 A EA 200900315A EA 200900315 A EA200900315 A EA 200900315A EA 013861 B1 EA013861 B1 EA 013861B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- signal
- pump
- signals
- pbs
- duration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 102100021935 C-C motif chemokine 26 Human genes 0.000 description 1
- 101000897493 Homo sapiens C-C motif chemokine 26 Proteins 0.000 description 1
- 241001013262 Theages Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- HBKPGGUHRZPDIE-UHFFFAOYSA-N ethoxy-methoxy-sulfanylidene-(2,4,5-trichlorophenoxy)-$l^{5}-phosphane Chemical compound CCOP(=S)(OC)OC1=CC(Cl)=C(Cl)C=C1Cl HBKPGGUHRZPDIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
- E21B47/009—Monitoring of walking-beam pump systems
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и информационным технологиям в нефтедобычи и касается методов управления режимом периодической откачки нефти из малодебитных скважин.The invention relates to oil production and information technology in oil production and relates to methods for controlling the periodic pumping of oil from low-production wells.
Известен (1) способ управления работой малодебитных нефтяных скважин, работающих в режиме периодической откачки нефти. Согласно данному способу в каждом цикле работы глубинного насоса производится измерение длительности импульса датчика усилия, которая сравнивается с уставкой (эталонной длительностью) по уровню жидкости на приеме насоса данной скважины. Если длительность импульса изменилась по отношению к уставке и стала равна ей или больше не, то это означает, что уровень жидкости на приеме насоса снизился и после подтверждения достоверности снижения - насос отключается до накопления необходимого уровня жидкости на приеме насоса.Known (1) is a method for controlling the operation of low-production oil wells operating in the periodic pumping mode of oil. According to this method, in each cycle of the downhole pump, the pulse width of the force sensor is measured, which is compared with the setpoint (reference duration) according to the liquid level at the pump intake of this well. If the pulse duration has changed in relation to the set point and has become equal to it or no longer, then this means that the liquid level at the pump intake has decreased and after confirming the reliability of the decrease, the pump is turned off until the required liquid level is accumulated at the pump intake.
Недостатком данного является то, что зачастую из-за влияния газа или утечки жидкости в приемной части насоса, форма сигнала может принимать форму, близкую к форме незаполнения насоса, что приводит к ложному сигналу отключения станка-качалки на режим накопления.The disadvantage of this is that often due to the influence of gas or liquid leakage in the receiving part of the pump, the waveform can take a form close to the form of the pump not filling, which leads to a false signal to turn off the rocking machine on the accumulation mode.
Задача изобретения состоит в создании эффективного способа управления периодическим режимом работы малодебитных скважин путем достоверного определения снижения уровня жидкости на приеме насоса.The objective of the invention is to create an effective method for controlling the periodic mode of operation of low-production wells by reliably determining the decrease in liquid level at the pump intake.
Сущность изобретения заключается в способе управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин.The essence of the invention lies in a method for controlling the periodic mode of operation of low-production oil wells.
Способ состоит в определении снижения уровня жидкости в затрубном пространстве до приема насоса путем анализа сигнала датчика усилий и сравнения информативных признаков текущего сигнала с эталонными. При числовых значениях информативных признаков текущего сигнала меньше числовых значений соответствующих эталонных информативных признаков, принимают решение об остановке работы насоса по достижению необходимого уровня жидкости на приеме насоса. В качестве информативных признаков сигнала усилий используют длительность позиционно-бинарных составляющих (ПБС) сигнала, формируемых в процессе его аналого-цифрового преобразования. Для сравнения текущего и эталонного сигналов определяют числовую оценку близости по изменению длительностей ПБС сигналов с учетом веса их позиций из следующего выражения:The method consists in determining the decrease in the liquid level in the annulus before receiving the pump by analyzing the signal of the force sensor and comparing the informative features of the current signal with the reference ones. When the numerical values of the informative features of the current signal are less than the numerical values of the corresponding reference informative features, a decision is made to stop the pump from working upon reaching the required liquid level at the pump intake. The duration of positional binary components (PBS) of a signal formed during its analog-to-digital conversion is used as informative signs of a stress signal. To compare the current and reference signals, a numerical estimate of the proximity is determined by the change in the duration of the PBS signals taking into account the weight of their positions from the following expression:
-(^1) +0ч(л-1))8 +(У9(п-2) +?79(П-2))Я + ··· + (Ζ?ι1+7?0)·^ ’ где χ+η - суммарные длительности ПБС, образуемых переходами 1^0 и 0^1 в каждой позиции;- (^ 1) + 0h (l-1)) 8 + (Y9 ( n- 2) +? 79 (P-2)) I + ··· + (Ζ? Ι1 + 7 ? 0 ) · ^ 'where χ + η are the total durations of PBS formed by transitions 1 ^ 0 and 0 ^ 1 in each position;
В - основание системы исчисления, в которой производится ПБС-разложение;B - the basis of the calculus system in which the PBS decomposition is performed;
п - количество позиций;n is the number of positions;
с.| - номера позиций.with. | - position numbers.
Сравнительный анализ заявляемого технического решения и прототипа показал, что заявляемое решение отличается от известного новым методом анализа сигнала, по которому в качестве информативных признаков сигнала усилий используют не длительность самого сигнала, а длительность позиционнобинарных составляющих (ПБС) этого сигнала, который формируется в процессе его аналого-цифрового преобразования. Для сравнения текущего и эталонного сигналов используют не отношения длительностей полупериодов импульсов датчика усилий, а определяют числовую оценку близости по изменению длительностей ПБС сигналов с учетом веса их позиций.A comparative analysis of the claimed technical solution and the prototype showed that the claimed solution differs from the known new method of signal analysis, according to which, as the informative signs of the effort signal, not the duration of the signal itself, but the duration of positional binary components (PBS) of this signal, which is formed during its analogue, is used digital conversion. To compare the current and reference signals, not the ratio of the durations of the half-periods of the pulses of the force sensor is used, but a numerical estimate of the proximity is determined by the change in the durations of the PBS signals taking into account the weight of their positions.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
На фиг. 1 показано изменение сигнала усилий при различных состояниях объекта; 1а - сигналы датчика усилий (динамограмма) станка-качалки за период его работы, который соответствует нормальной работе насоса - сигнал Е1а1-1 и соответствующие различным уровням незаполнения насоса - сигналы Е1а1-2 и Е!а1-3; 1Ь сигналы - Е1а1-4 и Е1а1-5, соответствующие различным уровням утечки в приемной части глубинного насоса (близкие по форме сигналы образуются также при влиянии газа), а также сигналы датчиков усилий, соответствующих сигналам, имитирующим реальные - ТеМ-1 - ТеМ-4 сигналы. Причем сигналы Е1а1-2 - Е!а1-5 являются допустимым информативным интервалом для принятия решения по управлению работой насоса-качалки.In FIG. 1 shows the change in the signal of effort under various conditions of the object; 1a - signals of the force sensor (dynamogram) of the rocking machine for the period of its operation, which corresponds to the normal operation of the pump - signal E1a1-1 and corresponding to various levels of pump non-filling - signals E1a1-2 and E! A1-3; 1b signals - E1a1-4 and E1a1-5, corresponding to different levels of leakage in the receiving part of the deep pump (signals similar in shape are also formed when gas is applied), as well as signals from force sensors corresponding to signals simulating real ones - ТЕМ-1 - ТЭМ- 4 signals. Moreover, the signals E1a1-2 - E! A1-5 are a valid informative interval for deciding on the operation of the rocking pump.
На фиг. 2а,Ь и фиг. 3с.б приведены сигналы, имитирующие распознаваемые ТеМ-1 - ТсМ-4 и эталонные Е!а1-1 - Е!а1-5, и соответствующая каждому из них своя последовательность ПБС составляющих при различных формах сигналов.In FIG. 2a, b and FIG. Figure 3b shows signals simulating recognizable TeM-1 - TsM-4 and reference E! A1-1 - E! A1-5, and the corresponding sequence of PBS components corresponding to each of them with different waveforms.
Из приведенных сигналов на фиг. 1а и Ь видно, что они имеют разные формы, но несмотря на различия в формах сигналов нижняя точка заднего фронта сигнала перемещается вправо, что может привести к ложному переходу режимов. Сигналы, обозначенные ТеМ-1 и Тс51-2, фиг. 1а, а также соответственно сигналы ТсМ-3 и Тс51-4, фиг. 1б, отмеченные пунктирными линиями, являются относительно близкими к сигналам Е1а1-2, Е1а1-3 и Е1а1-4, Е!а1-5 соответственно. Для анализа этих сигналов в соответствии с методом ПБС-распознавания примем, что количество отсчетов N=100, а сигнал усилий имеет амплитудное значение не превышающее 40 единиц. В этом случае для ПБС достаточно использовать 5 позиционных сигналов с.|0 - с.|5.From the signals shown in FIG. 1a and b that they have different shapes, but despite the differences in the waveforms, the lower point of the trailing edge of the signal moves to the right, which can lead to a false transition of the modes. The signals indicated by TeM-1 and Tc51-2, FIG. 1a, as well as the signals TCM-3 and TC51-4, respectively, FIG. 1b, marked with dashed lines, are relatively close to the signals E1a1-2, E1a1-3 and E1a1-4, E! A1-5, respectively. To analyze these signals in accordance with the PBS recognition method, we assume that the number of samples is N = 100, and the force signal has an amplitude value not exceeding 40 units. In this case, it is enough to use 5 position signals with for PBS. | 0 - p. | 5 .
На фиг. 2 и 3 показано, что каждому сигналу соответствует своя последовательность ПБСсоставляющих. В результате выполнения соответствующих операций согласно ПБС-методу (3) получена таблица в которой приведены значения показателей близости 8„ для сигналов от Те§!-1 до ТсМ-4 и этаIn FIG. 2 and 3, it is shown that each signal has its own sequence of PBS components. As a result of performing the corresponding operations according to the PBS-method (3), a table is obtained which shows the values of proximity indicators 8 „for signals from Te§! -1 to TCM-4 and this
- 1 013861 лонных сигналов Е1а1-1^Е1а1-5.- 1 013861 bosom signals E1a1-1 ^ E1a1-5.
Как видно из таблицы для сигнала Тс51-1. соответствующего определенному уровню незаполнения насоса, наиболее близким выбирается сигнал Е1а1-2 с минимальным значением §те1.2 = 309.As can be seen from the table for the signal TC51-1. corresponding to a certain level of non-filling of the pump, the closest signal is selected E1a1-2 with a minimum value of § те1 . 2 = 309.
Таблица значений показателей близости 8„ для сигналов от ТсЦ-1 до ТсЦ-4 при количестве отсчетов N = 100The table of values of proximity indicators 8 "for signals from TSC-1 to TSC-4 with the number of samples N = 100
Если проанализировать все данные по табл. 1. то можно отметить. что аналогичные соотношения выдерживаются и для других сигналов. так например для сигнала ТсЦ-2 выбирается сигнал Е1а1-3 с значениями 8„2.3= 302. для сигнала ТсЦ-3 выбирается сигнал Е1а1-4 с минимальным значением 83.4=168, для сигнала ТсЦ-4 выбирается сигнал Е1а1-5 с значениями 84.5=266. что свидетельствует о высокой достоверности выявления сигнала. наиболее близкого к состоянию. которое соответствует заданному уровню незаполнения насоса.If you analyze all the data in the table. 1. That can be noted. that similar ratios are maintained for other signals. so for example, for the signal ТЦЦ-2, the signal Е1а1-3 is selected with the values 8 „ 2 . 3 = 302. For the signal ТЦЦ-3, the signal Е1а1-4 is selected with a minimum value of 8 3 . 4 = 168, for the signal ТЦЦ-4 the signal Е1а1-5 with values 8 4 is selected. 5 = 266. which indicates a high reliability of signal detection. closest to the state. which corresponds to a given level of pump non-filling.
Таким образом. при наличии в базе данных 5-ти образцовых сигналов Е(а1-1-Е(а1-5 и 4-х распознаваемых сигналов ТсЦ-1 - Тс51-4. соответствующих текущему состоянию объекта. распознавание сигналов. соответствующих определенному уровню незаполнения на входе насоса. производится с высокой надежностью. Т.е. данные распознавания уровня незаполнения резко отличаются от данных. соответствующих определенному состоянию: наличию утечки в приемной части насоса или неравномерности подачи насоса их-за влияния газа. И. вследствие этого. устраняются случаи ложного переключения режимов.Thus. if there are 5 exemplary signals E (a1-1-E (a1-5 and 4 recognizable signals ТЦЦ-1 - Тс51-4.) corresponding to the current state of the object. recognition of signals. corresponding to a certain level of non-filling at the pump input . is made with high reliability, i.e. the data of recognition of the level of non-filling sharply differs from the data corresponding to a certain state: the presence of a leak in the receiving part of the pump or uneven delivery of the pump due to the influence of gas. I. as a result, cases of false switching I modes.
Поскольку изменение формы сигнала. соответствующей незаполнению насоса. происходит в 3-й части (во второй половине) периода сигнала усилий (при N=100 в диапазоне соответствующем откачкам 50-75 по оси 1). то. для уменьшения объема вычислений. незаполнение насоса можно фиксировать исходя из значений числовых показателей близости 8„ только для этого участка сигнала.Since the change in waveform. appropriate non-filling pump. occurs in the 3rd part (in the second half) of the force signal period (at N = 100 in the range corresponding to pumpings 50-75 along axis 1). that. to reduce the amount of computation. non-filling of the pump can be fixed based on the values of numerical indicators of proximity 8 „only for this signal section.
ЛитератураLiterature
1. Авт. св. СССР №603744 от 29.09.75. Устройство для автоматического управления глубиннонасосной установкой малодебитных нефтяных скважин (прототип).1. Auth. St. USSR No. 603744 from 09.29.75. A device for automatic control of a deep pump installation of low-flow oil wells (prototype).
Claims (2)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/AZ2007/000004 WO2009003249A1 (en) | 2007-07-03 | 2007-07-03 | Method for controlling the intermittent operation mode of stripper oil wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200900315A1 EA200900315A1 (en) | 2009-08-28 |
| EA013861B1 true EA013861B1 (en) | 2010-08-30 |
Family
ID=40225663
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200900315A EA013861B1 (en) | 2007-07-03 | 2007-07-03 | Method for controlling the intermittent operation mode of stripped oil wells |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA013861B1 (en) |
| WO (1) | WO2009003249A1 (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101761325B (en) * | 2010-02-11 | 2014-03-05 | 哈尔滨斯特凯峰电子有限公司 | Method for measuring three-phase flow rate of producing wellhead oil transportation pipeline and daily fluid production rate of single well |
| CN101871344B (en) * | 2010-06-02 | 2012-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Weighing type gas well shaft liquid level position determination method |
| EP3024455A1 (en) | 2013-07-25 | 2016-06-01 | Bayer Pharma Aktiengesellschaft | Sgc stimulators or sgc activators and pde5 inhibitors in combination with additional treatment for the therapy of cystic fibrosis |
| CN110766562B (en) * | 2019-09-25 | 2022-12-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for determining oil well interval pumping time |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3838597A (en) * | 1971-12-28 | 1974-10-01 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for monitoring well pumping units |
| SU603744A1 (en) * | 1975-09-29 | 1978-04-25 | Институт Кибернетики Ан Азербайджанской Сср | Device for automatic control of deep well pumping unit in marginal oil wells |
| SU1384826A2 (en) * | 1986-10-17 | 1988-03-30 | Институт Кибернетики Ан Азсср | Device for automatic control of well pump unit of low-discharge oil wells |
| SU1504333A1 (en) * | 1987-11-30 | 1989-08-30 | Специальное Конструкторское Бюро "Кибернетика" С Опытным Производством Института Кибернетики Ан Азсср | Device for processing teledynamograms of deep pumped wells |
| RU2163658C2 (en) * | 1999-05-28 | 2001-02-27 | Открытое акционерное общество "Уральский научно-исследовательский технологический институт" | Method of optimal control over sucker-rod pump installation of oil well |
-
2007
- 2007-07-03 EA EA200900315A patent/EA013861B1/en not_active IP Right Cessation
- 2007-07-03 WO PCT/AZ2007/000004 patent/WO2009003249A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3838597A (en) * | 1971-12-28 | 1974-10-01 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for monitoring well pumping units |
| SU603744A1 (en) * | 1975-09-29 | 1978-04-25 | Институт Кибернетики Ан Азербайджанской Сср | Device for automatic control of deep well pumping unit in marginal oil wells |
| SU1384826A2 (en) * | 1986-10-17 | 1988-03-30 | Институт Кибернетики Ан Азсср | Device for automatic control of well pump unit of low-discharge oil wells |
| SU1504333A1 (en) * | 1987-11-30 | 1989-08-30 | Специальное Конструкторское Бюро "Кибернетика" С Опытным Производством Института Кибернетики Ан Азсср | Device for processing teledynamograms of deep pumped wells |
| RU2163658C2 (en) * | 1999-05-28 | 2001-02-27 | Открытое акционерное общество "Уральский научно-исследовательский технологический институт" | Method of optimal control over sucker-rod pump installation of oil well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200900315A1 (en) | 2009-08-28 |
| WO2009003249A1 (en) | 2009-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013861B1 (en) | Method for controlling the intermittent operation mode of stripped oil wells | |
| CN103389771B (en) | Low power consumption voltage regulator circuit | |
| KR20120088503A (en) | Method of tracing touch paths for a multi-touch panel | |
| CN105958889A (en) | Single-resistor current sampling method and system | |
| CN107505497B (en) | Time domain measurement method for peak value and peak value of signal of passive magnetoelectric rotation speed sensor | |
| CN107290578A (en) | Triggered during final generation | |
| CN103995164A (en) | Digital measurement instrument triggered by signal pattern | |
| CA3124638A1 (en) | Phase sensing with redundant sensor difference error detection and smart correction | |
| CN104484162A (en) | Software testing case designing and writing method | |
| CN102043084A (en) | Method for detecting resistive current of lightning arrester | |
| CN104061170A (en) | Pump control | |
| JP2016099116A (en) | Ultrasonic flowmeter | |
| CN104678338A (en) | Digital oscilloscope, self checking method and automatic test system | |
| CN103924963B (en) | Indicator sampling rate automatic switchover method | |
| CN113294144B (en) | Monitoring method and device for oil bailing pump | |
| CN107842358B (en) | Method for extracting tracing logging information to form flow imaging graph | |
| CA3033986C (en) | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods | |
| US10422911B2 (en) | Method and device for processing well data | |
| CN110780198B (en) | Waveform identification method and equipment for servo welding system motion | |
| ATE440410T1 (en) | METHOD AND SYSTEM FOR MEASURING THE AVERAGE Q FACTOR IN OPTICAL NETWORKS | |
| JP5575458B2 (en) | Electrical characteristic measuring apparatus and electrical characteristic measuring method | |
| CN109899057B (en) | Method for calculating and producing power-indicating map of heavy oil well | |
| CN108021725A (en) | The method for determining pumping unit reversing point position in electric work diagram data | |
| RU2016103744A (en) | METHOD FOR MONITORING AND DIAGNOSTIC STATE OF COMPLEX OBJECTS | |
| CN105044455A (en) | Method for measuring frequency and phase of alternating current signal |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |