EA013861B1 - Способ управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин - Google Patents
Способ управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин 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
Изобретение относится к нефтедобычи и информационным технологиям в нефтедобычи и касается методов управления режимом периодической откачки нефти из малодебитных скважин. Сущность изобретения заключается в способе управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин. Способ состоит в определении снижения уровня жидкости в затрубном пространстве до приема насоса. Способ осуществляется путем анализа сигнала, полученного с датчика усилий и сравнения его информативных признаков с эталонными. Если значения информативных признаков текущего сигнала равны или превышают значения эталонных, то принимают решение об остановке работы насоса по достижению необходимого уровня жидкости на приема 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. Таким образом, при наличии в базе данных 5-ти образцовых и 4-х распознаваемых сигналов, распознавание сигналов, соответствующих определенному уровню незаполнению на входе насоса производятся с высокой надежностью и, вследствие этого, устраняются случаи ложного переключения режимов.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и информационным технологиям в нефтедобычи и касается методов управления режимом периодической откачки нефти из малодебитных скважин.
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.
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.
Задача изобретения состоит в создании эффективного способа управления периодическим режимом работы малодебитных скважин путем достоверного определения снижения уровня жидкости на приеме насоса.
Сущность изобретения заключается в способе управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин.
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:
-(^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;
В - основание системы исчисления, в которой производится ПБС-разложение;
п - количество позиций;
с.| - номера позиций.
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.
Способ осуществляется следующим образом.
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.
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.
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.
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 эта
- 1 013861 лонных сигналов Е1а1-1^Е1а1-5.
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.
Таблица значений показателей близости 8„ для сигналов от ТсЦ-1 до ТсЦ-4 при количестве отсчетов N = 100
| Эталоны | Теаг- 1 | Тез1-2 | Те.ч1-3 | Тез! - 4 |
| Е1а1 - 1 | 567 | 973 | 318 | 763 |
| ЕТа1-2 | 309 | 507 | 582 | 341 |
| Е1а1 - 3 | 786 | 302 | 991 | 810 |
| Е1а1 - 4 | 457 | 987 | 168 | 415 |
| Е1а1 - 5 | 572 | 924 | 723 | 266 |
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.
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.
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.
Литература
1. Авт. св. СССР №603744 от 29.09.75. Устройство для автоматического управления глубиннонасосной установкой малодебитных нефтяных скважин (прототип).
Claims (2)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ управления малодебитной скважиной. работающей в периодическом режиме. состоящий в определении снижения уровня жидкости в затрубном пространстве до приема насоса путем анализа сигнала датчика усилий и для принятия решения об остановке работы насоса сравнения числовых значений информативных признаков текущего сигнала с числовыми значениями соответствующих эталонных информативных признаков. отличающийся тем. что 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:
- = (/.<„-.} + (/.(,,-2) + 7.0,-2))^ + - + (/.л +ЮК°’ а решение об остановке работы насоса по достижению необходимого уровня жидкости на приеме насоса принимают при оценке числовой близости текущего сигнала меньше порогового значения оценки числовой близости соответствующего эталонного сигнала. где χ+η - суммарные длительности ПБС. образуемых переходами 1^0 и 0^1 в каждой позиции;Я - основание системы исчисления. в которой производится ПБС-разложение;п - количество позиций;с.| - номера позиций.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/AZ2007/000004 WO2009003249A1 (fr) | 2007-07-03 | 2007-07-03 | Procédé de commande du mode périodique d'extraction pétrolière pour puits à faible débit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200900315A1 EA200900315A1 (ru) | 2009-08-28 |
| EA013861B1 true EA013861B1 (ru) | 2010-08-30 |
Family
ID=40225663
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200900315A EA013861B1 (ru) | 2007-07-03 | 2007-07-03 | Способ управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA013861B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009003249A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101761325B (zh) * | 2010-02-11 | 2014-03-05 | 哈尔滨斯特凯峰电子有限公司 | 采油井井口输油管线三相流流量及单井日产液量测量方法 |
| CN101871344B (zh) * | 2010-06-02 | 2012-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种称重式气井井筒液面位置的确定方法 |
| 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 (zh) * | 2019-09-25 | 2022-12-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井间抽时间确定方法 |
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 (ru) * | 1975-09-29 | 1978-04-25 | Институт Кибернетики Ан Азербайджанской Сср | Устройство дл автоматического управлени глубинно-насосной установки малодебитных нефт ных скважин |
| SU1384826A2 (ru) * | 1986-10-17 | 1988-03-30 | Институт Кибернетики Ан Азсср | Устройство дл автоматического управлени глубинно-насосной установки и малодебитных нефт ных скважин |
| SU1504333A1 (ru) * | 1987-11-30 | 1989-08-30 | Специальное Конструкторское Бюро "Кибернетика" С Опытным Производством Института Кибернетики Ан Азсср | Устройство дл обработки телединамограмм глубинно-насосных скважин |
| RU2163658C2 (ru) * | 1999-05-28 | 2001-02-27 | Открытое акционерное общество "Уральский научно-исследовательский технологический институт" | Способ оптимального управления штанговой глубинно-насосной установкой нефтяной скважины |
-
2007
- 2007-07-03 EA EA200900315A patent/EA013861B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-03 WO PCT/AZ2007/000004 patent/WO2009003249A1/ru 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 (ru) * | 1975-09-29 | 1978-04-25 | Институт Кибернетики Ан Азербайджанской Сср | Устройство дл автоматического управлени глубинно-насосной установки малодебитных нефт ных скважин |
| SU1384826A2 (ru) * | 1986-10-17 | 1988-03-30 | Институт Кибернетики Ан Азсср | Устройство дл автоматического управлени глубинно-насосной установки и малодебитных нефт ных скважин |
| SU1504333A1 (ru) * | 1987-11-30 | 1989-08-30 | Специальное Конструкторское Бюро "Кибернетика" С Опытным Производством Института Кибернетики Ан Азсср | Устройство дл обработки телединамограмм глубинно-насосных скважин |
| RU2163658C2 (ru) * | 1999-05-28 | 2001-02-27 | Открытое акционерное общество "Уральский научно-исследовательский технологический институт" | Способ оптимального управления штанговой глубинно-насосной установкой нефтяной скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009003249A1 (fr) | 2009-01-08 |
| EA200900315A1 (ru) | 2009-08-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5474268B1 (ja) | パイプラインにおける漏れ量の判定 | |
| EA013861B1 (ru) | Способ управления периодическим режимом работы малодебитных нефтяных скважин | |
| CN103389771B (zh) | 低功耗电压调节电路 | |
| CN102928049B (zh) | 一种液位探测方法及探测系统 | |
| KR20120088503A (ko) | 멀티-터치 패널의 터치 경로 추적 방법 | |
| EA201201642A1 (ru) | Устройство для морской буровой установки, способ изготовления морской буровой установки и способ обнаружения текущего или приближающегося события выброса в морской буровой установке | |
| EP3817235A1 (en) | Encoder signal sampling method and device | |
| CN103995164A (zh) | 通过信号模式触发的数字测量仪器 | |
| CN107290578A (zh) | 最终发生时触发 | |
| CN104484162A (zh) | 一种软件测试用例设计编写方法 | |
| CN102043084A (zh) | 一种检测避雷器阻性电流的检测方法 | |
| CN104061170A (zh) | 泵控制 | |
| JP2016099116A (ja) | 超音波流量計 | |
| CN104678338A (zh) | 数字示波器及自检方法、自动测试系统 | |
| CA3033986C (en) | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods | |
| WO2020153967A1 (en) | Phase sensing with redundant sensor difference error detection and smart correction | |
| US10422911B2 (en) | Method and device for processing well data | |
| CN110780198B (zh) | 一种伺服焊接系统运动的波形识别方法及设备 | |
| ATE440410T1 (de) | Verfahren und system zur messung des mittleren q- faktors in optischen netzwerken | |
| CN110991779A (zh) | 抽油机井的异常检测方法及装置 | |
| CN109245652A (zh) | 一种电机转速检测方法 | |
| JP5575458B2 (ja) | 電気特性測定装置および電気特性測定方法 | |
| CN113294144B (zh) | 捞油抽子的监测方法及装置 | |
| CN109899057B (zh) | 稠油井示功图算产的方法 | |
| CN108021725A (zh) | 确定电功图数据中抽油机换向点位置的方法 |
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 |