RU2016252C1 - Method for controlling operation of pump plant in well - Google Patents

Method for controlling operation of pump plant in well Download PDF

Info

Publication number
RU2016252C1
RU2016252C1 SU4913070A RU2016252C1 RU 2016252 C1 RU2016252 C1 RU 2016252C1 SU 4913070 A SU4913070 A SU 4913070A RU 2016252 C1 RU2016252 C1 RU 2016252C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
pressure
well
installation
dependence
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.О. Кричке
Original Assignee
Самарский архитектурно-строительный институт
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Самарский архитектурно-строительный институт filed Critical Самарский архитектурно-строительный институт
Priority to SU4913070 priority Critical patent/RU2016252C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2016252C1 publication Critical patent/RU2016252C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: production of oil. SUBSTANCE: method involves measuring and maintaining predetermined pressure values at inlet of centrifugal pump and in pressure line and regulating rotational speed of pump drive; determining power coefficient by pump certificate characteristics measured on stand and by dependence recited in Specifications; plotting dependence of power coefficient value on current value of feeding; measuring active power and working current actually consumed by pump plant during operation in well; measuring pressure at well mouth and at pump inlet; determining actual value of pressure difference developed by pump and of power coefficient; determining current value of feed by pump corresponding to actual value of power coefficient in accordance with above mentioned dependence; setting pump feed value for level by regulating rotational speed of pump drive; maintaining predetermined pressure in pressure line by varying local resistance in pressure line of well mouth. EFFECT: increased efficiency of method and increased accuracy of method. 3 dwg

Description

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для регулирования режима работы скважины, оборудованной погружной центробежной насосной установкой. The invention relates to oil production and can be used to regulate the mode of operation of a well equipped with a submersible centrifugal pump unit.

Известны способы регулирования режима работы системы скважина - установка погружного центробежного электронасоса путем подбора соответствующей насосной установки расчетным путем, а также замены одной работающей установки на другую в процессе эксплуатации скважины. Дополнительное регулирование режима работы установки производится в период ее работы путем изменения давления на выкиде насоса. Known methods of regulating the mode of operation of the well system are installing a submersible centrifugal electric pump by selecting an appropriate pumping unit by calculation, as well as replacing one working unit with another during the operation of the well. Additional regulation of the operating mode of the installation is carried out during its operation by changing the pressure on the pump side.

Недостатки этого способа следующие: из-за наличия взаимосвязи между скважинами и особенно при наличии систем искусственного заводнения и возможной периодической остановки скважин по технологическим и аварийным причинам, приток жидкости в скважину из пласта не постоянен, а находится в динамике, поэтому подбор установок с заданной вероятностью в принципе осуществить нельзя точность в подборе установок дополнительно снижается из-за небольшой номенклатуры имеющихся на промыслах установок и небольшой достоверности исходных данных для расчета; регулирование режима работы установок с помощью задвижки на устье скважины не экономично и ведет часто к порывам насосных труб. The disadvantages of this method are as follows: due to the relationship between the wells and especially if there are artificial waterflooding systems and possible periodic shutdown of the wells for technological and emergency reasons, the flow of fluid into the well from the reservoir is not constant, but is in dynamics, so the selection of installations with a given probability in principle, it is impossible to implement accuracy in the selection of plants is further reduced due to the small nomenclature of facilities available in the fields and the small reliability of the initial data for account; regulation of the operation mode of the installations with the help of a valve at the wellhead is not economical and often leads to gusts of pumping pipes.

Известен способ управления работой насосной установки в скважине, включающий измерение и поддержание заданных значений давлений на приеме центробежного насоса и в нагнетательной линии и регулирование частоты вращения привода насоса. A known method of controlling the operation of a pumping unit in a well, comprising measuring and maintaining pressure setpoints at a centrifugal pump inlet and in a discharge line and adjusting the speed of the pump drive.

Недостатки этого способа следующие: большие эксплуатационные затраты; большой простой скважин; малая эффективность из-за возможного изменения режима работы скважины и пласта. The disadvantages of this method are as follows: high operating costs; large idle wells; low efficiency due to possible changes in the mode of operation of the well and reservoir.

Цель изобретения - поддержание в процессе эксплуатации заданного режима работы системы скважина - установка погружного центробежного электронасоса. The purpose of the invention is the maintenance during operation of a given operating mode of the well system — the installation of a submersible centrifugal electric pump.

Это достигается тем, что по паспортным характеристикам установки, снятым на стенде, предварительно определяют энергетический коэффициент по зависимости М =M=

Figure 00000001
-
Figure 00000002
, где Ро и No - соответственно период давления, развиваемый насосом, и потребляемая установкой активная мощность на режиме нулевой подачи, Р, N- соответственно перепад давления, развиваемый насосом, и потребляемая установкой активная мощность на текущем режиме, и строят зависимость величины энергетического коэффициента от текущей подачи, измеряют активную мощность и рабочий ток, фактический потребляемые установкой при работе в скважине, давление на устье скважины и на приеме насоса, определяют фактические значения развиваемого насосом перепада давления и энергетического коэффициента и по упомянутой зависимости - текущую подачу насоса, соответствующую фактической величине энергетического коэффициента. Затем регулированием скорости вращения привода насоса устанавливают подачу насоса на максимальном уровне, при этом заданное давление в нагнетательной линии поддерживают путем изменения местного сопротивления в нагнетательной линии на устье скважины.This is achieved by the fact that according to the passport characteristics of the installation, taken at the stand, the energy coefficient is preliminarily determined by the dependence M = M =
Figure 00000001
-
Figure 00000002
, where P o and N o are the pressure period developed by the pump and the active power consumed by the installation in the zero flow mode, P, N is the pressure difference developed by the pump and the active power consumed by the installation in the current mode, and the dependence of the energy the coefficient from the current supply, measure the active power and operating current, the actual consumed by the installation when working in the well, the pressure at the wellhead and at the pump intake, determine the actual values developed by the pump repada pressure and power factor and said dependence - the current pump flow corresponding to the actual value of power factor. Then, by adjusting the rotation speed of the pump drive, the pump flow is set to the maximum level, while the set pressure in the injection line is maintained by changing the local resistance in the injection line at the wellhead.

На фиг. 1 представлена схема скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом; на фиг. 2 - энергетическая характеристика насоса; на фиг. 3 - алгоритм регулирования режима работы системы скважина - насосная установка. In FIG. 1 is a diagram of a well equipped with a submersible centrifugal electric pump; in FIG. 2 - energy characteristic of the pump; in FIG. 3 - algorithm for regulating the operating mode of the well-pumping system.

Скважина с погружным центробежным электронасосом содержит пласт 1, эксплуатационную колонну 2, погружной электродвигатель 3 с глубинным манометром 4, насос 5, насосно-компрессорные трубы 6, силовой трансформатор 7, станцию 8 управления, силовой токоподводящий кабель 9, манометр 10 для измерения давления в межтрубном пространстве скважины, манометр 11 для измерения давления на устье перед штуцером, устьевой штуцер 12, манометр 13 на выкидной линии, выкидную линию 14 и обратный клапан 15. A well with a submersible centrifugal electric pump contains a reservoir 1, a production string 2, a submersible motor 3 with a depth gauge 4, a pump 5, tubing 6, a power transformer 7, a control station 8, a power supply cable 9, a pressure gauge 10 for measuring the pressure in the annulus well space, a pressure gauge 11 for measuring pressure at the wellhead in front of the fitting, a wellhead fitting 12, a pressure gauge 13 on a flow line, a flow line 14 and a check valve 15.

Основными параметрами погружного центробежного электронасоса являются: производительность Q м3/сут и развиваемый напор Н в м вод.ст. Напор равен максимальной высоте, на которую может подняться жидкость (вода). Напор и подача- величины взаимосвязанные : чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его производительность. Типичная зависимость развиваемого напора от подачи показана на фиг. 2, кривые Н - Q и N - Q. Поскольку все типовые характеристики насоса сняты на воде с плоскостью 1000 кг/м3, то вместо напора в метрах будем в дальнейшем пользоваться давлением в МПа из расчета 1 МПа равен 100 м напора. Промышленность выпускает ряд насосов от 40 до 800 м3/сут и напором до 1800 м. Для привода насоса применяется асинхронный электродвигатель с гидрозащитой. Силовой токоподводящий кабель служит для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю. Силовой трансформатор служит для поддержания на зажимах погружного электродвигателя напряжения при изменениях потерь напряжения в кабеле и других элементах питающей сети, а также для возможности питания электродвигателя с различными номинальными напряжениями при стандартных напряжениях промысловой сети. Станция управления служит для управления и защиты электродвигателя погружного насоса. Устьевая арматура, штуцер, обратный клапан и манометры служат для управления и контроля за потоком жидкости, поднимаемой насосом на поверхность. Источником жидкости является продуктивный пласт, сообщение с которым осуществляется через отверстия в обсадной колонне скважины.The main parameters of a submersible centrifugal electric pump are: capacity Q m 3 / day and developed head N in m water column The head is equal to the maximum height that liquid (water) can rise. Pressure and flow are interrelated values: the higher the pressure developed by a given pump, the lower its productivity. A typical feed pressure versus flow is shown in FIG. 2, curves H - Q and N - Q. Since all typical characteristics of the pump were taken on water with a plane of 1000 kg / m 3 , instead of pressure in meters, we will continue to use pressure in MPa at the rate of 1 MPa equal to 100 m of pressure. The industry produces a number of pumps from 40 to 800 m 3 / day and a pressure of up to 1800 m. An asynchronous electric motor with hydraulic protection is used to drive the pump. The power supply cable serves to supply electric power to the submersible motor. A power transformer is used to maintain voltage at the terminals of a submersible electric motor with changes in voltage losses in the cable and other elements of the supply network, as well as for the possibility of powering an electric motor with different nominal voltages at standard field network voltages. The control station serves to control and protect the submersible pump motor. Wellhead fittings, fittings, non-return valves and pressure gauges are used to control and monitor the flow of fluid raised by the pump to the surface. The source of fluid is a reservoir, the communication with which is through holes in the casing of the well.

Установка погружного центробежного электронасоса работает следующим образом. Installation of a submersible centrifugal pump works as follows.

Жидкость из пласта 1 притекает в эксплуатационную колонну 2. Погружной электродвигатель 3, снабженный глубинным манометром 4, вращает ось насоса 5. Далее жидкость по колонне насосно-компрессорных труб 6 подается на поверхность. Питание погружного электродвигателя осуществляется от силового трансформатора 7 через станцию 8 управления по силовому кабелю 9. Для измерения давления в межтрубном пространстве служит манометр 10, а для измерения давления на устье - манометр 11. Для регулирования подачи служит штуцер 12. Для контроля за выкидной линией служит манометр 13. Для предотвращения слива жидкости из выкидной линии 14 в межтрубное пространство скважины и для стравливания избыточного давления из межтрубного пространства служит обратный клапан 15. Для подачи жидкости на поверхность насос создает необходимый напор, величина которого зависит от типа насоса и параметров подаваемой жидкости. Основным параметром, характеризующим жидкость, является количество свободного газа в ней, которое зависит от давления на приеме насоса. В свою очередь, это давление определяется глубиной погружения насоса под динамический уровень. Излишнее погружение под динамический уровень ведет к неопределенным потерям в напоре и, следовательно, к дополнительным потерям электроэнергии. Недостаточное погружение насоса под динамический уровень ведет к уменьшению подачи насоса и даже к ее срыву. Существует оптимальная глубина погружения насоса под динамический уровень. Эта глубина обычно рассчитывается, потом проверяется по динамическому уровню или глубинному давлению, которое определяется в одном случае уровнемерами, а в другом - глубинными стационарными манометрами. Низкий уровень жидкости часто является причиной срыва подачи насоса, а это, в свою очередь, является причиной сгорания обмотки электродвигателя. В связи с этим автоматическое поддержание оптимального уровня жидкости в скважине является необходимым для поддержания заданного режима работы системы скважина - установка погружного центробежного электронасоса. Для извлечения из скважины заданного количества жидкости при оптимальных режимах работы насосной установки необходимо в процессе эксплуатации поддерживать определенный уровень жидкости в скважине. Выполнить эту задачу на современных насосных установках практически невозможно, так как нет технических средств для непрерывного измерения производительности насосной установки, которая должна находится в зависимости от меняющихся параметров скважины, которые, в свою очередь, зависят от системы заводнения, служащей для поддержания пластового давления, от свойств откачиваемой жидкости, от меняющегося числа работающих скважин и их параметров. По этой причине практически большинство насосных установок работает не в режиме, что ведет к низкому коэффициенту их использования и авариям. В данном способе для выхода из создавшегося положения предлагается в процессе работы установки регулировать ее производительность путем изменения числа оборотов приводного электродвигателя насоса. Это делается путем изменения частоты питания электродвигателя с помощью преобразователя частоты, который дополнительно устанавливается в станции 16 управления. Для измерения производительности установки в данном способе вводится в число паспортных характеристик насоса новая характеристика - энергетический коэффициент М, которая отражает изменение значения создаваемого насосом давления Р на единицу мощности N, действующей на валу насоса. Этот коэффициент равен результату деления давления, создаваемого насосом, на значение мощности, действующей на валу насоса на текущем режиме работы насоса, который вычитается из постоянного соотношения, равного результату отношения давления Ро к мощности No при нулевой подаче насоса. Этот коэффициент равен
М =M=

Figure 00000003
-
Figure 00000004
. .The fluid from the reservoir 1 flows into the production casing 2. The submersible motor 3, equipped with a depth gauge 4, rotates the axis of the pump 5. Further, the liquid is supplied to the surface through the tubing string 6. The submersible motor is powered from the power transformer 7 through the control station 8 via the power cable 9. To measure the pressure in the annulus, use the pressure gauge 10, and to measure the pressure at the mouth, use the pressure gauge 11. To regulate the flow, use the nozzle 12. To control the discharge line, use pressure gauge 13. To prevent the discharge of fluid from the flow line 14 into the annulus of the well and to relieve excess pressure from the annulus, a non-return valve 15 is used. surface of the pump creates the necessary pressure, the magnitude of which depends on the type of pump and parameters supplied liquid. The main parameter characterizing the liquid is the amount of free gas in it, which depends on the pressure at the pump inlet. In turn, this pressure is determined by the immersion depth of the pump at a dynamic level. Excessive immersion under the dynamic level leads to undefined head losses and, consequently, to additional energy losses. Insufficient immersion of the pump at a dynamic level leads to a decrease in the pump flow and even to its failure. There is an optimal immersion depth of the pump at a dynamic level. This depth is usually calculated, then checked by the dynamic level or depth pressure, which is determined in one case by level gauges, and in the other by deep stationary pressure gauges. A low liquid level often causes a disruption in the pump supply, and this, in turn, causes the combustion of the motor winding. In this regard, the automatic maintenance of the optimal level of fluid in the well is necessary to maintain a given mode of operation of the well system - the installation of a submersible centrifugal electric pump. To extract a given amount of fluid from a well at optimal operating conditions of the pumping unit, it is necessary to maintain a certain level of fluid in the well during operation. It is practically impossible to accomplish this task in modern pumping units, since there are no technical means for continuous measurement of the pumping unit’s productivity, which should depend on the changing parameters of the well, which, in turn, depend on the waterflooding system used to maintain reservoir pressure, on properties of the pumped liquid, from the changing number of working wells and their parameters. For this reason, almost the majority of pumping units are not in operation, which leads to a low utilization rate and accidents. In this method, in order to get out of this situation, it is proposed to adjust its performance during the operation of the installation by changing the number of revolutions of the pump drive motor. This is done by changing the frequency of the electric motor using a frequency converter, which is additionally installed in the control station 16. To measure the performance of the installation in this method, a new characteristic is introduced into the number of passport characteristics of the pump - the energy coefficient M, which reflects the change in the pressure created by the pump pressure P per unit power N acting on the pump shaft. This coefficient is equal to the result of dividing the pressure created by the pump by the value of the power acting on the pump shaft in the current pump operation mode, which is subtracted from a constant ratio equal to the result of the ratio of pressure P o to power N o at zero pump flow. This coefficient is
M = M =
Figure 00000003
-
Figure 00000004
. .

На фиг. 2 показана характеристика М - Q. Следовательно, если мы знаем значение мощности на валу насоса и создаваемое насосом давление, то мы можем определить дебит установки. In FIG. Figure 2 shows the characteristic M - Q. Therefore, if we know the value of the power on the pump shaft and the pressure created by the pump, then we can determine the flow rate of the installation.

Характерной особенностью энергетической характеристики является то, что она для данного типа насоса, независимо от изменения его подачи, остается постоянной. A characteristic feature of the energy characteristic is that it remains constant for a given type of pump, regardless of a change in its supply.

Для определения мощности на валу насоса N необходимо измерить мощность, потребляемую насосной установкой из сети, Рс
Рс = 1,73 V 1 cosφ10-3 Определить потери мощности в токоподводящем кабеле ΔРк
ΔРк = 3˙12 Rl 10-3. В зависимости от тока нагрузки находится КПД ηэ электродвигателя и вычисляется мощность на валу насоса
Nн = (Рс - ΔРк) ηэ, где Рс - мощность, потребляемая установкой из сети;
ΔРк - мощность потерь в кабеле;
ηэ - номинальный КПД электродвигателя.To determine the power on the pump shaft N, it is necessary to measure the power consumed by the pump unit from the network, P s
P s = 1,73 V 1 cosφ10 -3 Determine the power loss in the current-supply cable ΔР to
ΔPk = 3˙1 2 Rl 10 -3 . Depending on the load current, the efficiency η e of the electric motor is found and the power on the pump shaft is calculated
N n = (P s - ΔP k ) η e , where P s is the power consumed by the installation from the network;
ΔР к - power loss in the cable;
η e - nominal efficiency of the electric motor.

Далее определяем потерю давления в системе насос - трубы по формуле ΔРнт = [0,92 Нопт/(3,9+0,023 Qопт)]ρнт 10-2+ + 2. Затем находим давление, действующее от веса столба жидкости в трубах, Pнт
Рнт = Нн ρнт 10-2 Тогда давление, развиваемое собственно насосом, равно Р
Р = Рнт + Ру + ΔРнт - Рпн. Теперь определяем значение энергетического коэффициента
М =M=

Figure 00000005
-
Figure 00000006
. . По найденному значению энергетического коэффициента и характеристике М - Q находим значение дебита на данный момент, как это показано на фиг. 2. Например М = 3, тогда Q = 122 м3/сут. Далее производим сопоставление давления на устье скважины с заданным. Если это давление окажется больше или меньше заданного, то, регулируя задвижку на устье скважины, добиваемся, чтобы оно было равно заданному. Далее сопоставляем давление на приеме насоса также с заданным. Если оно больше заданного, то с помощью преобразователя частоты увеличиваем число оборотов электродвигателя насоса и тем самым увеличиваем подачу. Через некоторое время, когда наступит установившийся режим работы, вновь производим регулирование давления на устье скважины и регулирование производительности насоса. И так до тех пор, пока при установившемся режиме производительность будет максимальной, а давление на приеме насоса и давление на устье скважины будут равны заданным значениям. На фиг. 3 представлен алгоритм регулирования режима работы системы скважина - установка погружного центробежного электронасоса. Это регулирование может производиться периодически обслуживающим персоналом непосредственно на скважине без дополнительных стационарных технических средств, кроме преобразователя частоты или же автоматически. При автоматическом регулировании на скважине необходимо иметь кроме преобразователя частоты еще дебитомер, работающий по методу, описанному в данной заявке, а также задвижку на устье скважины с дистанционным управлением. Кроме того, необходимо иметь стационарный манометр на приеме насоса и датчик устьевого давления. При использовании стационарного дебитомера он работает с функциональным блоком, который линеаризирует кривую зависимости энергетического коэффициента от производительности насоса.Next, we determine the pressure loss in the pump-pipe system by the formula ΔР нт = [0.92 N opt / (3.9 + 0.023 Q opt )] ρ нт 10 -2 + + 2. Then we find the pressure acting on the weight of the liquid column in pipes, P nt
P nt = N n ρ nt 10 -2 Then the pressure developed by the pump itself is P
P = P NT + P y + ΔP NT - R Mon Now we determine the value of the energy coefficient
M = M =
Figure 00000005
-
Figure 00000006
. . From the found value of the energy coefficient and the characteristic M - Q we find the value of the flow rate at the moment, as shown in FIG. 2. For example, M = 3, then Q = 122 m 3 / day. Next, we compare the pressure at the wellhead with a predetermined one. If this pressure turns out to be greater or less than the set value, then, by adjusting the valve at the wellhead, we achieve that it is equal to the set value. Next, we compare the pressure at the pump inlet with the set one. If it is greater than the specified one, then using the frequency converter we increase the number of revolutions of the pump motor and thereby increase the flow. After some time, when the steady state operation mode sets in, we again regulate the pressure at the wellhead and regulate the pump performance. And so on, until at steady state the productivity is maximum, and the pressure at the pump intake and the pressure at the wellhead are equal to the specified values. In FIG. 3 presents an algorithm for regulating the mode of operation of the well system — the installation of a submersible centrifugal electric pump. This regulation can be done periodically by service personnel directly at the well without additional stationary technical means, except for the frequency converter or automatically. With automatic control at the well, it is necessary to have, in addition to the frequency converter, a flow meter operating according to the method described in this application, as well as a gate valve at the wellhead with remote control. In addition, you must have a stationary pressure gauge at the pump intake and wellhead pressure sensor. When using a stationary flow meter, it works with a functional unit that linearizes the curve of the energy coefficient versus pump performance.

Уравнение измерения дебита имеет вид
Q= Qм[1-e-(aM+b)lgM], где Q - текущее значение производительности насоса;
Qм - максимальная производительность данного насоса;
а, b - постоянные коэффициенты, присущие только данному типу насосной установки, которые рассчитаны заранее. При необходимости иметь суммарное значение дебита уравнение дебита интегрируется
Q= Qм

Figure 00000007
[1-e-(aM+b)lgM] . Как видно из алгоритма регулирования, задача способа состоит в том, чтобы обеспечить максимальную производительность насосной установки при максимальном ее КПД и заданных давлениях на приеме насоса и устье скважины. Если приток жидкости в скважину будет превышать производительность установки, то регулирование будет производиться по максимальной производительности.The flow rate equation has the form
Q = Q m [1-e - (aM + b) logM ], where Q is the current value of the pump capacity;
Q m - the maximum productivity of this pump;
a, b - constant coefficients inherent only to this type of pumping unit, which are calculated in advance. If it is necessary to have a total production value, the production equation is integrated
Q = Q m
Figure 00000007
[1-e - (aM + b) logM ]. As can be seen from the control algorithm, the objective of the method is to ensure maximum productivity of the pumping unit at its maximum efficiency and given pressures at the pump intake and wellhead. If the flow of fluid into the well will exceed the productivity of the installation, then regulation will be carried out at maximum productivity.

Claims (1)

СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ В СКВАЖИНЕ, включающий измерение и поддержание заданных значений давлений на приеме центробежного насоса и в нагнетательной линии и регулирование частоты вращения привода насоса, отличающийся тем, что, с целью поддержания в процессе эксплуатации заданного режима работы системы скважина - погружной центробежный электронасос, по паспортным характеристикам установки, снятым на стенде, предварительно определяют энергетический коэффициент по зависимости
M=
Figure 00000008
-
Figure 00000009
,
где P0, N0 - соответственно перепад давления, развиваемый насосом, и потребляемая установкой активная мощность на режиме нулевой подачи;
P, N - соответственно перепад давления, развиваемый насосом, и потребляемая установкой активная мощность на текущем режиме,
и строят зависимость величины энергетического коэффициента от текущей подачи, измеряют активную мощность и рабочий ток, фактически потребляемые установкой при работе в скважине, давление на устье скважины и на приеме насоса, определяют фактические значения развиваемого насосом перепада давления и энергетического коэффициента и по упомянутой зависимости - текущую подачу насоса, соответствующую фактической величине энергетического коэффициента, и регулированием скорости вращения привода насоса устанавливают подачу насоса на максимальном уровне, при этом заданное давление в нагнетательной линии поддерживают путем изменения местного сопротивления в нагнетательной линии на устье скважины.METHOD FOR PUMP UNIT OPERATION MANAGEMENT IN A WELL, including measuring and maintaining pressure setpoints at a centrifugal pump intake and discharge line and regulating a pump drive speed, characterized in that, in order to maintain a given operating mode of a well-submersible centrifugal electric pump system , according to the passport characteristics of the installation, taken at the stand, pre-determine the energy coefficient according to
M =
Figure 00000008
-
Figure 00000009
,
where P 0 , N 0 - respectively, the pressure drop developed by the pump, and the active power consumed by the installation in the zero flow mode;
P, N - respectively, the pressure difference developed by the pump, and the active power consumed by the installation in the current mode,
and build the dependence of the magnitude of the energy coefficient on the current supply, measure the active power and operating current actually consumed by the installation when working in the well, the pressure at the wellhead and at the pump intake, determine the actual values of the differential pressure and energy coefficient developed by the pump and, based on the mentioned dependence, the current pump flow corresponding to the actual value of the energy coefficient, and by adjusting the speed of rotation of the pump drive set the pump flow to max At the same time, at a given pressure in the injection line is maintained by changing the local resistance in the injection line at the wellhead.
SU4913070 1991-02-20 1991-02-20 Method for controlling operation of pump plant in well RU2016252C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4913070 RU2016252C1 (en) 1991-02-20 1991-02-20 Method for controlling operation of pump plant in well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4913070 RU2016252C1 (en) 1991-02-20 1991-02-20 Method for controlling operation of pump plant in well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2016252C1 true RU2016252C1 (en) 1994-07-15

Family

ID=21561521

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4913070 RU2016252C1 (en) 1991-02-20 1991-02-20 Method for controlling operation of pump plant in well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2016252C1 (en)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001006125A1 (en) * 1999-07-15 2001-01-25 China Petroleum & Chemical Corporation A mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump
RU2476728C1 (en) * 2011-06-28 2013-02-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" Control method of turbine unit for pumping of liquids and gases
RU2493437C1 (en) * 2012-07-12 2013-09-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Turbine unit control system
RU2498115C1 (en) * 2012-10-08 2013-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Turbine unit optimal control system
RU2498116C1 (en) * 2012-10-08 2013-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Turbine unit automatic control system
RU2581180C1 (en) * 2015-07-15 2016-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2613348C1 (en) * 2015-12-03 2017-03-16 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Protection method of borehole pump from pump starvation
RU2724728C1 (en) * 2019-09-30 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of selecting optimal mode of oil well operation
CN112833030A (en) * 2021-01-08 2021-05-25 扬州大学 Pump station field flow monitoring method based on front-located shaft type water inlet flow channel

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Заявка Великобритании N 1376622, кл. F 04D 15/00, опублик. 1978. *

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001006125A1 (en) * 1999-07-15 2001-01-25 China Petroleum & Chemical Corporation A mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump
US6640896B1 (en) 1999-07-15 2003-11-04 China Petroleum & Chemical Corporation Mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump
RU2476728C1 (en) * 2011-06-28 2013-02-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" Control method of turbine unit for pumping of liquids and gases
RU2493437C1 (en) * 2012-07-12 2013-09-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Turbine unit control system
RU2498115C1 (en) * 2012-10-08 2013-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Turbine unit optimal control system
RU2498116C1 (en) * 2012-10-08 2013-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Turbine unit automatic control system
RU2581180C1 (en) * 2015-07-15 2016-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2613348C1 (en) * 2015-12-03 2017-03-16 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Protection method of borehole pump from pump starvation
RU2724728C1 (en) * 2019-09-30 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of selecting optimal mode of oil well operation
CN112833030A (en) * 2021-01-08 2021-05-25 扬州大学 Pump station field flow monitoring method based on front-located shaft type water inlet flow channel

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4683718A (en) Method and apparatus for monitoring hydro turbine plants
US7330779B2 (en) Method and system for improving pump efficiency and productivity under power disturbance conditions
US4718824A (en) Usable device, in particular for the pumping of an extremely viscous fluid and/or containing a sizeable proportion of gas, particularly for petrol production
US9140253B2 (en) Control device, oil well with device and method
RU2016252C1 (en) Method for controlling operation of pump plant in well
CN103885367B (en) A kind of intelligent controlling system for beam-pumping unit based on optimum jig frequency identification and method
CN106948796A (en) Pumping control device and method for pumping unit during non-stop
RU2706897C2 (en) Method of operation for pump, particularly for multiphase pump, and pump
AU2010315629A1 (en) Control device, oil well with device and method
CN108798612B (en) Intelligent control method of rodless oil well lifting system
GB2298239A (en) Regulating multiphase pump unit
RU2561782C1 (en) Method of energy efficiency increasing of pump station
RU2380521C2 (en) Method of oil withdrawal from high gas content well and electroloading equipment for it
Neely et al. Experience with pumpoff control in the permian basin
CA1073081A (en) Downhole pump speed control
CN204060636U (en) Dive oily multistage lifting type oil pumping system in down-hole
CN113027387B (en) Oil well interval pumping control system and method
CN202747330U (en) Boiler automatic-adjusting and variable-frequency water supplementing system
RU2250357C2 (en) Method for operating well by electric down-pump with frequency-adjusted drive
RU2140523C1 (en) Method of automatic control of operating conditions of well equipped with submersible electrical centrifugal pump
RU2773403C1 (en) Method for regulating the energy consumption of oil-producing downhole equipment
RU2677313C1 (en) Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit
RU2613348C1 (en) Protection method of borehole pump from pump starvation
RU2814706C1 (en) Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive
RU2553744C1 (en) Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive