RU2018101976A - METHODS AND DEVICE FOR DETERMINING WELL PUMP PRODUCTION - Google Patents

METHODS AND DEVICE FOR DETERMINING WELL PUMP PRODUCTION Download PDF

Info

Publication number
RU2018101976A
RU2018101976A RU2018101976A RU2018101976A RU2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
stroke
area
dynamogram
preceding paragraphs
Prior art date
Application number
RU2018101976A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2018101976A3 (en
RU2726697C2 (en
Inventor
Томас Мэтью МИЛЛЗ
Original Assignee
Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз
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
Priority claimed from US14/753,335 external-priority patent/US10352149B2/en
Application filed by Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз filed Critical Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз
Publication of RU2018101976A publication Critical patent/RU2018101976A/en
Publication of RU2018101976A3 publication Critical patent/RU2018101976A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2726697C2 publication Critical patent/RU2726697C2/en

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/126Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
    • E21B43/127Adaptations of walking-beam pump systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • E21B47/009Monitoring of walking-beam pump systems
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04BPOSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B51/00Testing machines, pumps, or pumping installations
    • GPHYSICS
    • G16INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16ZINFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00Subject matter not provided for in other main groups of this subclass

Claims (42)

1. Способ, включающий:1. A method comprising: измерение первого количества жидкости, добываемой из скважины насосом в течение первого хода насоса; measuring the first amount of fluid produced from the well by the pump during the first stroke of the pump; вычисление первой динамограммы насоса на основании первого хода; calculating a first pump dynamogram based on the first stroke; определение первой площади первой динамограммы насоса; determination of the first area of the first pump dynamogram; определение коэффициента пропорциональности утечки насоса на основании первого количества добываемой жидкости и первой площади;determination of the proportionality coefficient of the pump leakage based on the first amount of produced fluid and the first area; вычисление второй динамограммы насоса на основании второго хода насоса; calculating a second pump dynamogram based on a second pump stroke; определение второй площади второй динамограммы насоса; и determination of the second area of the second pump dynamogram; and определение второго количества жидкости, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади. determination of the second amount of fluid produced by the pump during the second stroke, based on the proportionality coefficient of the leak and the second area. 2. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение первого коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, в котором коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса. 2. The method of claim 1, further comprising determining a first pump fill factor for the pump during a first stroke, wherein the leakage proportionality coefficient is further based on the first pump fill factor. 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение идеальной площади первой динамограммы насоса, в котором первый коэффициент заполняемости насоса основывается на соотношении определенной первой площади первой динамограммы насоса и идеальной площади первой динамограммы насоса. 3. The method according to any one of the preceding paragraphs, further comprising determining the ideal area of the first pump dynamogram, in which the first pump duty factor is based on the ratio of the determined first area of the first pump dynamogram and the ideal area of the first pump dynamogram. 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение того, заякорена ли колонна НКТ насоса. 4. The method according to any one of the preceding paragraphs, further comprising determining whether the tubing string of the pump is anchored. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что, если колонна НКТ не заякорена, идеальная площадь первой динамограммы насоса основывается на модуле упругости материала колонны НКТ, площади поперечного сечения насоса и длине незаякоренной колонны НКТ. 5. The method according to any one of the preceding paragraphs, characterized in that if the tubing string is not anchored, the ideal area of the first pump dynamogram is based on the modulus of elasticity of the tubing string material, the pump cross-sectional area and the length of the tubing string that is not anchored. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение второго коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, в котором второе количество добываемой жидкости дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса. 6. The method according to any one of the preceding paragraphs, further comprising determining a second pump fill factor for the pump during the first stroke, in which the second amount of produced fluid is further based on the second pump fill factor. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение разности давления на насосе в течение первого хода на основании первого коэффициента заполняемости насоса, в котором коэффициент пропорциональности утечки дополнительно определяется на основании разности давления на насосе. 7. The method according to any one of the preceding paragraphs, further comprising determining a pressure difference on the pump during the first stroke based on the first pump fill factor, in which the leakage proportionality coefficient is further determined based on the pressure difference on the pump. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что первое количество добываемой жидкости измеряется с использованием сепаратора. 8. The method according to any one of the preceding paragraphs, characterized in that the first amount of produced fluid is measured using a separator. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий:9. The method according to any one of the preceding paragraphs, further comprising: вычисление третьей динамограммы насоса на основании третьего хода насоса;calculating a third pump dynamogram based on a third pump stroke; определение третьей площади третьей динамограммы насоса; determination of the third area of the third pump dynamogram; определение третьего количества жидкости, добываемой насосом в течение третьего хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и третьей площади; иdetermination of the third amount of fluid produced by the pump during the third stroke, based on the proportionality coefficient of the leak and the third area; and суммирование второго количества и третьего количества для определения общего количества текучей среды, добываемой насосом в течение второго и третьего ходов. summing the second quantity and the third quantity to determine the total amount of fluid produced by the pump during the second and third strokes. 10. Устройство, содержащее:10. A device comprising: корпус, предназначенный для использования с насосной установкой, имеющей скважинный насос; и a housing intended for use with a pumping unit having a well pump; and процессор, расположенный в корпусе, причем процессор предназначен для:a processor located in the housing, the processor is intended for: определения первой площади первой динамограммы насоса на основании первого хода насоса;determining the first area of the first pump dynamogram based on the first pump stroke; определения коэффициента пропорциональности утечки насоса на основании первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода, и первой площади; determining the proportionality coefficient of the pump leakage based on the first amount of fluid produced by the pump during the first stroke and the first area; определения второй площади второй динамограммы насоса на основании второго хода насоса; иdetermining a second area of a second pump dynamogram based on a second pump stroke; and определения второго количества жидкости, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади. determining a second amount of fluid produced by the pump during the second stroke based on the proportionality coefficient of the leak and the second area. 11. Устройство по п. 10, дополнительно содержащее сепаратор, причем сепаратор предназначен для измерения первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода. 11. The device according to p. 10, further containing a separator, the separator is designed to measure the first amount of fluid produced by the pump during the first stroke. 12. Устройство по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что процессор предназначен для определения первого коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, в котором коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.12. The device according to any one of the preceding paragraphs, characterized in that the processor is designed to determine the first pump fill factor for the pump during the first stroke, in which the leakage proportionality factor is additionally based on the first pump fill factor. 13. Устройство по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что процессор предназначен для определения второго коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение второго хода, в котором второе количество добываемой текучей среды дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса. 13. The device according to any one of the preceding paragraphs, characterized in that the processor is designed to determine a second pump fill factor for the pump during the second stroke, in which the second amount of produced fluid is additionally based on the second pump fill factor. 14. Устройство по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что процессор предназначен для определения давления на входе насоса в течение второго хода на основании второго коэффициента заполняемости насоса. 14. The device according to any one of the preceding paragraphs, characterized in that the processor is designed to determine the pressure at the pump inlet during the second stroke based on the second pump duty factor. 15. Устройство по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающее двигатель для управления насосом, процессор для управления скоростью двигателя на основании давления на входе насоса. 15. The device according to any one of the preceding paragraphs, further comprising an engine for controlling the pump, a processor for controlling the speed of the engine based on the pressure at the pump inlet. 16. Материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий команды, которые при их выполнении принуждают машину по меньшей мере:16. A material machine-readable storage medium containing instructions that, when executed, force the machine to at least: вычислять первую динамограмму насоса на основании первого хода скважинного насоса; calculate the first pump dynamogram based on the first stroke of the well pump; определять первую площадь первой динамограммы насоса; determine the first area of the first pump dynamogram; определять коэффициент пропорциональности утечки насоса на основании первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода, и первой площади; determine the proportionality coefficient of the pump leakage based on the first amount of liquid produced by the pump during the first stroke and the first area; вычислять вторую динамограмму насоса на основании второго хода насоса; и  calculate the second pump dynamogram based on the second pump stroke; and определять второе количество текучей среды, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.determine the second amount of fluid produced by the pump during the second stroke based on the proportionality coefficient of the leak and the second area. 17. Материальный машиночитаемый носитель данных по п. 16, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять первый коэффициент заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, при этом коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.17. The material machine-readable storage medium according to claim 16, wherein the instructions, when executed, further force the machine to determine the first pump fill factor for the pump during the first stroke, wherein the leakage proportionality coefficient is further based on the first pump fill factor. 18. Материальный машиночитаемый носитель данных по любому из предшествующих пунктов, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять второй коэффициент заполняемости насоса для насоса в течение второго хода, при этом второе количество добываемой жидкости дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса.18. The material machine-readable storage medium according to any one of the preceding paragraphs, in which the instructions, when executed, further force the machine to determine the second pump fill factor for the pump during the second stroke, while the second amount of produced fluid is additionally based on the second pump fill factor. 19. Материальный машиночитаемый носитель данных по любому из предшествующих пунктов, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять идеальную площадь второй динамограммы насоса, при этом второй коэффициент заполняемости насоса основывается на соотношении определенной второй площади второй динамограммы насоса и идеальной площади второй динамограммы насоса.19. A material machine-readable storage medium according to any one of the preceding paragraphs, in which the instructions, when executed, further force the machine to determine the ideal area of the second pump dynamogram, while the second pump duty factor is based on the ratio of the determined second area of the second pump dynamogram and the ideal area of the second pump dynamogram. 20. Материальный машиночитаемый носитель данных по любому из предшествующих пунктов, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять разность давления на насосе в течение второго хода на основании второго коэффициента заполняемости насоса. 20. A material machine-readable storage medium according to any one of the preceding paragraphs, in which the instructions, when executed, further force the machine to determine the pressure difference on the pump during the second stroke based on the second pump duty factor.
RU2018101976A 2015-06-29 2016-06-29 Methods and device for determination of well pumps production volume RU2726697C2 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/753,335 US10352149B2 (en) 2014-03-25 2015-06-29 Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
US14/753,335 2015-06-29
PCT/US2016/039939 WO2017004110A1 (en) 2015-06-29 2016-06-29 Methods and apparatus to determine production of downhole pumps

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2018101976A true RU2018101976A (en) 2019-07-30
RU2018101976A3 RU2018101976A3 (en) 2019-12-24
RU2726697C2 RU2726697C2 (en) 2020-07-15

Family

ID=56411914

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018101976A RU2726697C2 (en) 2015-06-29 2016-06-29 Methods and device for determination of well pumps production volume

Country Status (10)

Country Link
EP (1) EP3314087B1 (en)
JP (1) JP6875053B2 (en)
CN (2) CN206757617U (en)
AR (1) AR105175A1 (en)
BR (1) BR112017028098B1 (en)
CA (1) CA2990440A1 (en)
MX (1) MX2017017007A (en)
RU (1) RU2726697C2 (en)
SA (1) SA517390595B1 (en)
WO (1) WO2017004110A1 (en)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN206757617U (en) * 2015-06-29 2017-12-15 布里斯托公司商用名远程自动化解决方案 For the device and the readable storage facilities of tangible machine of the yield for determining down-hole pump
CN108729902B (en) * 2018-05-03 2021-09-10 西安永瑞自动化有限公司 Online fault diagnosis system and method for oil pumping unit
CN109899057B (en) * 2019-01-31 2023-06-30 中国石油化工股份有限公司 Method for calculating and producing power-indicating map of heavy oil well
CN113445994B (en) * 2021-07-06 2022-06-07 燕山大学 Pumping well pump work diagram conversion method based on continuous system vibration mode superposition method
CN114837623B (en) * 2022-05-05 2023-08-29 陈跃 Oil extraction device and method based on rod rail pump
CN116838323B (en) * 2023-08-04 2023-12-05 大庆石油管理局有限公司 Tower type pumping unit safety protection method

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1048167A1 (en) * 1980-12-29 1983-10-15 Safarov Murat R Device for automatic diagnosing of bore-hole sucker-rod pumping plant state
RU2097553C1 (en) * 1996-06-25 1997-11-27 Василий Иванович Федотов Device for controlling operational condition of depth casing pumps
AU2005300550B9 (en) * 2004-11-01 2009-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for production metering of oil wells
US7212923B2 (en) * 2005-01-05 2007-05-01 Lufkin Industries, Inc. Inferred production rates of a rod pumped well from surface and pump card information
US8036829B2 (en) * 2008-10-31 2011-10-11 Lufkin Industries, Inc. Apparatus for analysis and control of a reciprocating pump system by determination of a pump card
CN102184414B (en) * 2011-05-16 2013-03-13 中国石油天然气股份有限公司 Method and system for recognizing and judging pump indicator diagram
US8849594B2 (en) * 2011-07-20 2014-09-30 Lufkin Industries, Inc. Methods for measuring leakage rate and inferring production rate of an oilfield downhole pump
EP2776715B1 (en) * 2011-11-08 2020-01-22 Lufkin Industries, LLC Low profile rod pumping unit with pneumatic counterbalance for the active control of the rod string
US9574442B1 (en) * 2011-12-22 2017-02-21 James N. McCoy Hydrocarbon well performance monitoring system
CN103541723B (en) * 2013-11-12 2016-03-30 丁涛 Based on the rod-pumped well real-time working condition diagnostic method of surface dynamometer card area change
US20150275650A1 (en) * 2014-03-25 2015-10-01 Bristol, Inc., D/B/A Remote Automated Solutions Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
CN104295286A (en) * 2014-08-11 2015-01-21 西安理工大学 Intelligent identification method for operation condition of sucker rod type oil pumping unit
CN206757617U (en) * 2015-06-29 2017-12-15 布里斯托公司商用名远程自动化解决方案 For the device and the readable storage facilities of tangible machine of the yield for determining down-hole pump

Also Published As

Publication number Publication date
WO2017004110A1 (en) 2017-01-05
AR105175A1 (en) 2017-09-13
MX2017017007A (en) 2018-04-30
RU2018101976A3 (en) 2019-12-24
CN106326630A (en) 2017-01-11
RU2726697C2 (en) 2020-07-15
CN106326630B (en) 2022-01-18
BR112017028098A2 (en) 2018-08-28
JP6875053B2 (en) 2021-05-19
SA517390595B1 (en) 2023-01-04
CA2990440A1 (en) 2017-01-05
EP3314087A1 (en) 2018-05-02
CN206757617U (en) 2017-12-15
JP2018519446A (en) 2018-07-19
BR112017028098B1 (en) 2022-10-04
EP3314087B1 (en) 2019-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2018101976A (en) METHODS AND DEVICE FOR DETERMINING WELL PUMP PRODUCTION
RU2016139143A (en) METHODS AND DEVICE FOR DETERMINING THE PERFORMANCE OF WELL PUMP PUMPS
RU2020112954A (en) SYSTEM FOR WASHING THROUGH ANUS AND / OR HUNDRED AND METHOD FOR MANAGING A SIMILAR SYSTEM
ATE385194T1 (en) CSF DRAINAGE SYSTEM
RU2016151717A (en) PUMPING SYSTEM, AND ALSO A METHOD FOR DETERMINING COSTS IN A PUMPING SYSTEM
EP2725340A3 (en) Permeameter for in-situ measurement of saturated hydraulic conductivity
MX357063B (en) Method of, and apparatus for, monitoring the available resources of a gas cylinder.
US8322995B2 (en) Calculation of downhole pump fillage and control of pump based on said fillage
RU2017102021A (en) METHOD AND DEVICE FOR DETERMINING PARAMETERS OF A PUMP UNIT FOR USE IN WELLS
RU2015129796A (en) DETERMINATION OF A FLAID USING A FLOW PROBE
EA201390533A1 (en) DOSING LIQUID PUMP AND DEVICE TO DETERMINE THE CHANGE OF PRESSURE FOR SUCH PUMP
JP6060028B2 (en) Gas compressor and wear state determination method
MX2014010102A (en) System and method for measuring well flow rate.
RU2010139992A (en) METHOD FOR DETERMINING THE PROFILE OF FLOW OF FLUIDS AND PARAMETERS OF NEARBELL SPACE
CN203616063U (en) Valve oil seal static sealing performance detection device
CN111042779B (en) Method for calculating apparent water absorption index based on ground indicator diagram
RU2572476C2 (en) Device for determination of phase permeability
CN204436763U (en) Accurate Data Flow Control reciprocating pump
RU2009111247A (en) METHOD FOR DETERMINING A BOUNDARY LEVEL OF A FLUID
RU2566419C1 (en) Method to determine water flow rate
RU139008U1 (en) DEVICE FOR DETERMINING THE TECHNICAL CONDITION OF THE PUMP
KR101476999B1 (en) Device for oil inner leak from hydraulic cylinder
RU2010152592A (en) METHOD FOR DETERMINING GAS DEBIT AND GAS WELL PRODUCT FACTOR
RU2008136461A (en) PUMP TEST METHOD
RU112411U1 (en) DEVICE FOR MEASURING PULSE-LIQUID FLOW