RU2006141181A - Система и способ измерения параметров в стволе скважины - Google Patents
Система и способ измерения параметров в стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2006141181A RU2006141181A RU2006141181/03A RU2006141181A RU2006141181A RU 2006141181 A RU2006141181 A RU 2006141181A RU 2006141181/03 A RU2006141181/03 A RU 2006141181/03A RU 2006141181 A RU2006141181 A RU 2006141181A RU 2006141181 A RU2006141181 A RU 2006141181A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electric submersible
- sensor
- parameter
- sensor sub
- submersible pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- 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
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Claims (28)
1. Система для измерения параметров ствола скважины, содержащая
электрическую погружную насосную систему, имеющую множество узлов ступеней, содержащих по меньшей мере погружной двигатель, защитный кожух двигателя и скважинный насос, и переводник датчика, соединенный между концами пары узлов ступеней, при этом переводник датчика содержит датчик для измерения требуемого параметра.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный датчик содержит множество датчиков, предназначенных для измерения внутреннего параметра электрической погружной насосной системы и наружного параметра.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что требуемый параметр содержит температуру.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что требуемый параметр содержит давление.
5. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит давление.
6. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит температуру.
7. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит крутящий момент.
8. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит механическое напряжение в узле электрической погружной насосной системы.
9. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит вибрацию.
10. Система по п.2, отличающаяся тем, что внешний параметр содержит содержание воска и парафина.
11. Система по п.2, отличающаяся тем, что внешний параметр содержит содержание сероводорода.
12. Система по п.1, отличающаяся тем, что переводник датчика содержит множество переводников датчиков, расположенных между узлами ступеней вдоль электрической погружной насосной системы.
13. Система по п.12, отличающаяся тем, что множество переводников датчиков содержат датчики, предназначенные для получения распределенного множества измерений параметров вдоль электрической погружной насосной системы.
14. Устройство для измерения параметров ствола скважины, содержащее
переводник датчика, содержащий корпус, имеющий пару противоположных стандартных герметизирующих торцов для соединения двух узлов ступеней электрической погружной насосной системы,
по меньшей мере один датчик, установленный в корпусе,
механизм для передачи из переводника датчика измеренных данных.
15. Устройство по п.14, отличающееся тем, что по меньшей мере один датчик содержит первый датчик для измерения параметра, внутреннего по отношению к электрической погружной насосной системе, и второй датчик для измерения параметра, внешнего по отношению к электрической погружной насосной системе.
16. Устройство по п.14, отличающееся тем, что пара противоположных стандартных герметизирующих торцов соединена с узлами ступеней посредством множества резьбовых крепежных изделий, по существу размещенных вдоль электрической погружной насосной системы в продольном направлении.
17. Устройство по п.16, отличающееся тем, что множество резьбовых крепежных изделий содержит отдельные резьбовые крепежные изделия, имеющие достаточную длину для прохождения через корпус, и соединения узлов ступеней с обеих сторон стандартных герметизирующих торцов.
18. Устройство по п.16, отличающееся тем, что множество резьбовых крепежных изделий интегрировано с переводником датчика.
19. Устройство по п.14, отличающееся тем, что дополнительно содержит муфту сцепления вала, при этом корпус имеет центральное отверстие для размещения муфты сцепления вала.
20. Устройство по п.14, отличающееся тем, что механизм содержит концевую муфту кабеля и кабель для передачи сигналов.
21. Устройство по п.14, отличающееся тем, что механизм содержит беспроводный радиоретранслятор для передачи сигналов.
22. Устройство по п.14, отличающееся тем, что устройство запитывается вращением вала электрической погружной насосной системы.
23. Способ, заключающийся в том, что осуществляют сборку электрической погружной насосной системы, имеющей множество узлов ступеней, содержащих по меньшей мере скважинный насос, погружной двигатель и защитный кожух двигателя, соединяют множество переводников датчиков в продольном направлении между концами последовательно расположенных узлов ступеней.
24. Способ по п.23, отличающийся тем, что на этапе соединения осуществляют подключение каждого переводника датчика к соседнему узлу ступени посредством пары противоположных стандартных герметизирующих торцов.
25. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно используют множество переводников датчиков для получения распределенного множества измерений вдоль электрической погружной насосной системы.
26. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно измеряют параметр, являющийся внешним по отношению к электрической погружной насосной системе.
27. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно измеряют параметр, являющийся внутренним по отношению к электрической погружной насосной системе.
28. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно передают измеренные датчиком данные из каждого переводника датчика в главный блок под погружным двигателем.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/164,428 US7624800B2 (en) | 2005-11-22 | 2005-11-22 | System and method for sensing parameters in a wellbore |
US11/164,428 | 2005-11-22 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006141181A true RU2006141181A (ru) | 2008-05-27 |
RU2338875C2 RU2338875C2 (ru) | 2008-11-20 |
Family
ID=37508001
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006141181/03A RU2338875C2 (ru) | 2005-11-22 | 2006-11-21 | Система и способ измерения параметров в стволе скважины |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7624800B2 (ru) |
AU (1) | AU2006228030B2 (ru) |
CA (1) | CA2564523C (ru) |
GB (1) | GB2432378B (ru) |
RU (1) | RU2338875C2 (ru) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8746353B2 (en) | 2007-06-26 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Vibration method to detect onset of gas lock |
EP2072829B2 (de) † | 2007-12-21 | 2017-12-20 | Grundfos Management A/S | Tauchpumpe |
US8328529B2 (en) * | 2008-02-04 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | System, method and apparatus for electrical submersible pump assembly with pump discharge head having an integrally formed discharge pressure port |
US7658227B2 (en) * | 2008-04-24 | 2010-02-09 | Baker Hughes Incorporated | System and method for sensing flow rate and specific gravity within a wellbore |
US9482233B2 (en) * | 2008-05-07 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Electric submersible pumping sensor device and method |
US8408064B2 (en) | 2008-11-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed acoustic wave detection |
US9546548B2 (en) | 2008-11-06 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for locating a cement sheath in a cased wellbore |
US8347953B1 (en) * | 2009-12-11 | 2013-01-08 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | Inline monitoring package for electrical submersible pump |
US8821137B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Modular down hole gauge for use in retrievable electric submersible pump systems with wet connect |
CN102305315B (zh) * | 2011-08-19 | 2013-03-06 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 电缆贯穿超长连续油管作业方法 |
US20150095100A1 (en) * | 2013-09-30 | 2015-04-02 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and Method for Integrated Risk and Health Management of Electric Submersible Pumping Systems |
US9602100B1 (en) | 2014-01-22 | 2017-03-21 | Automation Solutions, LLC | Downhole measurement tool having a regulated voltage power supply and method of use thereof |
US9988887B2 (en) | 2014-05-08 | 2018-06-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Metal bellows equalizer capacity monitoring system |
US9689529B2 (en) | 2014-05-08 | 2017-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Oil injection unit |
WO2015172087A1 (en) | 2014-05-08 | 2015-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Esp mechanical seal lubrication |
WO2016153485A1 (en) * | 2015-03-24 | 2016-09-29 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for detecting parameter changes in a pumping assembly |
US11746645B2 (en) | 2015-03-25 | 2023-09-05 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and method for reservoir management using electric submersible pumps as a virtual sensor |
WO2016153503A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and method for real-time condition monitoring of an electric submersible pumping system |
US9850714B2 (en) | 2015-05-13 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Real time steerable acid tunneling system |
CN105178940B (zh) * | 2015-10-21 | 2018-04-27 | 天津华云自控股份有限公司 | 中空式潜油电泵工况仪 |
CA3030110C (en) * | 2016-08-23 | 2021-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of optimized pump speed control to reduce cavitation, pulsation and load fluctuation |
RU2632605C1 (ru) * | 2016-08-25 | 2017-10-06 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Устройство и способ исследования горизонтальной или наклонной скважины |
UA127665U (ru) * | 2018-04-13 | 2018-08-10 | Дмитро Валерійович Хачатуров | Измерительное устройство электропогружной насосной установки |
US11205896B2 (en) | 2018-11-21 | 2021-12-21 | Black & Decker Inc. | Solar power system |
EP3744981A1 (en) * | 2019-05-28 | 2020-12-02 | Grundfos Holding A/S | Submersible pump assembly and method for operating the submersible pump assembly |
US11713667B2 (en) * | 2020-09-18 | 2023-08-01 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole tool sensor guard |
US11713766B2 (en) | 2021-11-18 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Submersible motor and method for mitigating water invasion to a submersible motor |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
US4581613A (en) * | 1982-05-10 | 1986-04-08 | Hughes Tool Company | Submersible pump telemetry system |
US4633954A (en) | 1983-12-05 | 1987-01-06 | Otis Engineering Corporation | Well production controller system |
US4492523A (en) * | 1984-02-10 | 1985-01-08 | Hughes Tool Company | Toroidal inductor for a pressure sensor in a submersible pump |
US4583923A (en) * | 1984-02-10 | 1986-04-22 | Hughes Tool Company | Bellows latching mechanism for a submersible pump |
US4741208A (en) * | 1986-10-09 | 1988-05-03 | Hughes Tool Company | Pump differential pressure monitor system |
SU1643794A1 (ru) | 1988-05-25 | 1991-04-23 | Особое конструкторское бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов | Способ регулировани многосекционного электродвигател скважинной насосной установки и скважинна насосна установка |
DE69020547D1 (de) | 1989-03-31 | 1995-08-03 | Phoenix Petroleum Services | Verfahren und vorrichtung zum steuern von bohrlochflüssigkeitsparametern. |
RU2050472C1 (ru) | 1991-12-23 | 1995-12-20 | Семченко Петр Тимофеевич | Способ эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов в группе скважин и устройство для его осуществления |
RU2057907C1 (ru) | 1993-04-14 | 1996-04-10 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
US6167965B1 (en) * | 1995-08-30 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
US6281489B1 (en) * | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
RU2140523C1 (ru) | 1997-06-24 | 1999-10-27 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом |
US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
OA11852A (en) | 1999-03-24 | 2006-03-01 | Shell Int Research | Monitoring internal parameters of electrical motorsystems. |
US6347666B1 (en) * | 1999-04-22 | 2002-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for continuously testing a well |
US6811382B2 (en) * | 2000-10-18 | 2004-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated pumping system for use in pumping a variety of fluids |
US7009707B2 (en) * | 2001-04-06 | 2006-03-07 | Thales Underwater Systems Uk Limited | Apparatus and method of sensing fluid flow using sensing means coupled to an axial coil spring |
US6599091B2 (en) * | 2001-05-29 | 2003-07-29 | James Nagle | Modular submersible pump |
US6585041B2 (en) * | 2001-07-23 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Virtual sensors to provide expanded downhole instrumentation for electrical submersible pumps (ESPs) |
US6695052B2 (en) * | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
AU2003240739A1 (en) * | 2002-06-03 | 2003-12-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Downhole desalination of aquifer water |
RU2237807C2 (ru) | 2002-06-25 | 2004-10-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтяная электронная компания" | Способ питания и передачи информации погружного блока системы телеметрии установки погружного насоса и установка погружного насоса (варианты) |
US7028543B2 (en) * | 2003-01-21 | 2006-04-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for monitoring performance of downhole equipment using fiber optic based sensors |
RU2250357C2 (ru) | 2003-04-09 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
RU2262079C2 (ru) | 2003-10-20 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Ижевский радиозавод" | Способ подключения блока датчиков к двухсекционному погружному электродвигателю и блок датчиков |
RU2256065C1 (ru) | 2004-01-22 | 2005-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮКСиб" | Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине |
US7114557B2 (en) * | 2004-02-03 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for optimizing production in an artificially lifted well |
CN1981110A (zh) * | 2004-07-05 | 2007-06-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 监测井中流体压力的方法以及在该方法中使用的可收回的压力监测组件 |
RU44349U1 (ru) | 2004-10-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Устройство межпластовой перекачки воды и глубинный скважинный преобразователь расхода для этого устройства |
US7708086B2 (en) * | 2004-11-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Modular drilling apparatus with power and/or data transmission |
-
2005
- 2005-11-22 US US11/164,428 patent/US7624800B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-10-11 AU AU2006228030A patent/AU2006228030B2/en not_active Ceased
- 2006-10-18 CA CA2564523A patent/CA2564523C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-19 GB GB0620768A patent/GB2432378B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-21 RU RU2006141181/03A patent/RU2338875C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2432378A (en) | 2007-05-23 |
GB2432378B (en) | 2010-06-23 |
CA2564523A1 (en) | 2007-05-22 |
US7624800B2 (en) | 2009-12-01 |
GB0620768D0 (en) | 2006-11-29 |
US20070114040A1 (en) | 2007-05-24 |
AU2006228030B2 (en) | 2010-09-02 |
CA2564523C (en) | 2010-12-07 |
AU2006228030A1 (en) | 2007-06-07 |
RU2338875C2 (ru) | 2008-11-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2006141181A (ru) | Система и способ измерения параметров в стволе скважины | |
US10823177B2 (en) | Systems and methods for sensing parameters in an ESP using multiple MEMS sensors | |
EP2761130B1 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
EP1598519A2 (en) | Equipment housing for downhole measurements | |
CA2912956C (en) | Downhole electrical connector | |
US9447677B2 (en) | Methods and apparatus for sensing in wellbores | |
CA2613259A1 (en) | Pipe running tool having wireless telemetry | |
CA2617418A1 (en) | Interface and method for wellbore telemetry system | |
US20130081460A1 (en) | Electrical Submersible Pump Flow Meter | |
WO2009012150A4 (en) | A system and method for logging with wired drillpipe | |
RU2552249C2 (ru) | Порт световой связи для использования на скважинных инструментах | |
US8069716B2 (en) | Multi-coupling reduced length measure while drilling apparatus | |
US20130327138A1 (en) | Systems and Methods for Distributed Downhole Sensing Using a Polymeric Sensor System | |
GB2440821A (en) | Sensor and data transmission in measurement whilst drilling | |
CN107313725A (zh) | 一种无线接收短节 | |
RU2304713C2 (ru) | Блок датчиков скважинной геофизической аппаратуры | |
RU2001104365A (ru) | Телеметрическая система контроля забойных параметров | |
RU2016139322A (ru) | Установка для мониторинга многопластовой скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171122 |