RU2216632C2 - Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки (варианты) - Google Patents
Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2216632C2 RU2216632C2 RU99102971/06A RU99102971A RU2216632C2 RU 2216632 C2 RU2216632 C2 RU 2216632C2 RU 99102971/06 A RU99102971/06 A RU 99102971/06A RU 99102971 A RU99102971 A RU 99102971A RU 2216632 C2 RU2216632 C2 RU 2216632C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electric motor
- pump
- speed
- well
- vmin
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 25
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 3
- 241000963790 Beilschmiedia tawa Species 0.000 claims 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 21
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000002226 simultaneous effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 210000004243 sweat Anatomy 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение предназначено для использования при добыче углеводородов в виде нефти и газа с помощью скважины, активированной системой подкачки. Эксплуатация добывающей углеводороды скважины содержит погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, штуцер с переменным сечением для вывода нефти и штуцер с переменным сечением для вывода газа. Эксплуатация осуществляется с применением последовательного или одновременного воздействия во время различных стадий эксплуатации на штуцеры и на скорость электродвигателя. Кроме того, осуществляется постоянный контроль работы скважины и проверяется потребляемый двигателем ток с целью поддержания его значения в определенных пределах, зависящих от скорости двигателя. Улучшается защита насоса и его приводного электронасоса при всех рабочих условиях, увеличивается срок службы системы подкачки. 19 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящее изобретение касается способа эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, расположенной на дне скважины.
В некоторых нефтяных скважинах дебит углеводородов в виде нефти и газа невелик из-за низкого давления в нефтяном коллекторе.
Для повышения дебита углеводородов применяют классический способ, известный под названием "способ погружного электронасоса".
Согласно этому способу, систему подкачки, состоящую из насоса, приводимого в действие электродвигателем, помещают на дно скважины таким образом, чтобы она засасывала нефть из углеводородного коллектора и выбрасывала ее в выкидную колонну скважины, соединяющую дно скважины, расположенное на уровне коллектора, с устьем скважины, расположенным в ее верхней части.
Электропитание двигателя обычно обеспечивается частотным вариатором, позволяющим менять скорость вращения насоса.
Выкидная колонна скважины вместе с обсадной колонной, образующей стенки скважины, образуют кольцевое пространство, позволяющее выводить избыточный свободный газ в термодинамических условиях, существующих на дне скважины.
В верхней части скважины выкидная колонна связана с магистралью, оборудованной штуцером с переменным сечением на выводе нефти, а кольцевое пространство переходит в другую магистраль, оборудованную штуцером с переменным сечением для вывода газа. Эти два штуцера позволяют регулировать дебит нефти и газа.
Способ эксплуатации одной из таких установок, описанный в патенте США 5 634 522, состоит в ограничении измеряемого уровня, до которого поднимается нефть в кольцевом пространстве, заранее определенным значением путем воздействия на отверстие нефтевыводного штуцера.
Практикуется также повышение скорости работы двигателя пропорционально времени его работы в период начального пуска добычи продукта и в период повторного пуска после остановки работы скважины.
Защиту электродвигателя от перегрева обычно осуществляют с помощью прерывателя, который отключает электропитание в тот момент, когда потребляемый ток превышает установленный верхний порог.
Однако эта защита не является эффективной при всех условиях эксплуатации скважины. Например, при низком дебите нефти нагрев вследствие эффекта Джоуля снижается, но охлаждение циркулирующим в двигателе маслом при этом также мало. В этих условиях сочетание этих двух противоположных эффектов может привести к чрезмерному повышению температуры двигателя при бездействии защиты, поскольку при этом верхний порог потребляемого тока не превышается. Подобные подъемы температуры имеют следствием уменьшение срока службы двигателя и в конечном итоге его поломку.
Другие термодинамические, тепловые и гидравлические явления могут приводить к временному избытку свободного газа в насосе. Этот избыток газа в некоторых случаях может приводить к неустойчивой работе или к недостаточному охлаждению. Все эти явления, влияющие на срок службы двигателя насоса, не принимаются во внимание в существующих способах эксплуатации.
Еще одним недостатком существующих способов является то, что любое отклонение от рабочего режима приводит к остановке работы и к дорогостоящему повторному пуску.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание способа эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки с помощью погружного электронасоса, в котором улучшена защита насоса и его приводного электродвигателя при всех рабочих условиях, в результате чего уменьшаются последствия тепловых и гидравлических ударов и обеспечивается взаимозависимость регулирования питания электродвигателя и регулирования вывода продуктов из скважины для сведения к минимуму остановок ее работы, увеличен срок службы системы подкачки и существенно уменьшено количество дорогостоящих вмешательств в работу скважины для проведения ремонтных работ и связанных с этим повторных пусков.
Этот технический результат достигается тем, что способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, содержащей расположенный на дне скважины погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, потребляющим ток известной силы, причем в верхней части скважины имеется нефтевыводной штуцер и газовыводной штуцер, согласно изобретению имеет пусковой период, при подготовительной стадии которого воздействуют на газовыводной штуцер для приведения давления на входе штуцера к заданному пусковому значению давления, воздействуют на нефтевыводной штуцер для приведения давления на входе штуцера к заданному пусковому значению давления, закрывают нефтевыводной штуцер, проверяют не подключен ли электродвигатель к сети и соответствует ли состояние насоса пуску, в стадии вывода скважины в режим добычи продуктов постепенно подводят ток к электродвигателю до вращения насоса с минимальной заданной скоростью, проверяют после определенной выдержки, превышает ли давление на входе нефтевыводного штуцера заданный порог подъема давления, проверяют после определенной выдержки, превышает ли потребляемый электродвигателем ток заданный порог, продолжают вращение насоса при преодолении двух порогов и в противном случае отключают насос, постепенно увеличивают степень открытия нефтевыводного штуцера до заданной величины, выжидают в течение предусмотренного стабилизационного периода, осуществляют контроль надежности работы путем одновременной проверки потребляемого электродвигателем тока и производительности скважины с использованием, по меньшей мере, одного показателя производительности, регулируют давление на входе газовыводного штуцера до заданной пусковой величины.
При установлении соответствия состояния насоса пуску целесообразно проверить то, что насос, являющийся насосом ротационного типа, оборудованным датчиком направления вращения, не вращается в направлении, обратном нормальному направлению вращения, что время между двумя последовательными попытками пуска насоса превосходит заданное время и что после определенного количества попыток пуска, произведенных в течение предусмотренного времени, очередная попытка производится только после заранее определенной выдержки.
Потребляемый двигателем ток можно сопоставить с независимыми один от другого верхним и нижним порогами скорости электродвигателя, и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, а при проверке потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы дополнительно сопоставляют величину тока с нижним порогом и, когда этот порог преодолевается и время после преодоления этого порога превышает заданную величину, останавливают насос, проверяют после выдержки в течение заданного времени устойчивость потребляемого электродвигателем тока и, когда имеет место неустойчивость и ее продолжительность больше предусмотренного времени, останавливают насос.
Можно при проверках производительности скважины в качестве показателя производительности принять, по меньшей мере, одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, сравнивают значения этой переменной с заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и останавливают насос при преодолении названного порога.
Целесообразно в послепусковой период одновременно увеличивать скорость электродвигателя до заданной проектной величины, открывают нефтевыводной штуцер до степени открытия, рассчитанной на основе проектной величины скорости электродвигателя, воздействуют на газовыводной штуцер для поддержания давления на входе этого штуцера на уровне, рассчитанном на основе проектной величины скорости электродвигателя, осуществляют последующий контроль надежности работы путем проверки потребляемого электродвигателем тока и производительности скважины с использованием показателей производительности.
Можно степень открытия нефтевыводного штуцера рассчитать по следующей формуле:
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа, определяемая по формуле
Smin, Smax - соответственно степень минимального и максимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
α, Smin, Smax, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа, определяемая по формуле
Smin, Smax - соответственно степень минимального и максимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
α, Smin, Smax, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Давление на входе газовыводного штуцера можно рассчитать по следующей формуле:
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа, определяемая по формуле
Ро и P1 - значения давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя,
β, Ро, P1, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа, определяемая по формуле
Ро и P1 - значения давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя,
β, Ро, P1, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Поскольку потребляемый электродвигателем ток сопоставляется с независимым один от другого верхним и нижним порогами скорости двигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, при проверках потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы можно дополнительно сопоставить величину тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости электродвигателя, при преодолении одного из этих порогов снижают скорость, а если порог продолжает при этом оставаться преодоленным, останавливают насос, проверяют устойчивость потребляемого электродвигателем тока и при обнаружении неустойчивости снижают скорость до заданного значения, а если продолжительность неустойчивости превышает предусмотренное время, останавливают насос.
Верхний и нижний пороги потребляемого электродвигателем тока, зависящие от скорости электродвигателя, можно рассчитать по следующим формулам:
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока,
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока,
V - скорость электродвигателя,
INmin и INmax - соответственно минимальное и максимальное значения потребляемого электродвигателем тока при соответственно минимальной и максимальной скорости электродвигателя,
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя,
γ и ΔI - - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя,
ΔI является допустимым отклонением величины потребляемого электродвигателем тока от его теоретического значения, обеспечивающим нормальную работу скважины.
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока,
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока,
V - скорость электродвигателя,
INmin и INmax - соответственно минимальное и максимальное значения потребляемого электродвигателем тока при соответственно минимальной и максимальной скорости электродвигателя,
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя,
γ и ΔI - - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя,
ΔI является допустимым отклонением величины потребляемого электродвигателем тока от его теоретического значения, обеспечивающим нормальную работу скважины.
При проверке производительности скважины можно принять в качестве показателя производительности, по меньшей мере, одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, и сравнивают значения этой переменной с, по меньшей мере, одним заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и снижают скорость насоса при преодолении порога.
Физическую переменную, характеризующую дебит нефти, можно выбрать из группы переменных, включающих перепад давления, создаваемый при ограничении выхода нефти, дебит свободного газа, давление на глубине скважины на входе насоса, давление на входе нефтевыводного штуцера и температуру на выходе нефти.
Скважину можно оборудовать защитным устройством, немедленно закрывают нефтевыводной и газовыводной штуцеры и останавливают электродвигатель при включении в действие этого устройства.
Вышеуказанный технический результат достигается также и тем, что в способе эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, содержащей расположенный на дне скважины погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, потребляющим ток известной силы, причем в верхней части скважины имеется нефтевыводной штуцер и газовыводной штуцер, согласно изобретению во время послепускового периода увеличивают скорость электродвигателя до заданной проектной величины, открывают нефтевыводной штуцер до степени открытия, рассчитанной на основе проектной величины скорости электродвигателя, воздействуют на газовыводной штуцер для поддержания давления на входе этого штуцера на уровне, рассчитанном на основе проектной величины скорости электродвигателя, осуществляют заключительный контроль надежности работы путем проверки потребляемого электродвигателем тока и производительности скважины с использованием показателей производительности.
Степень открытия нефтевыводного штуцера можно рассчитать по следующей формуле:
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа, определяемая по формуле
Smin, Smax - соответственно степень минимального и максимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
α, Smin, Smax, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа, определяемая по формуле
Smin, Smax - соответственно степень минимального и максимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
α, Smin, Smax, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Давление на входе в газовыводной штуцер можно рассчитать по следующей формуле:
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа, определяемая по формуле
Ро и P1 - значения давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя;
β, Ро, Pi, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа, определяемая по формуле
Ро и P1 - значения давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя;
β, Ро, Pi, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Поскольку потребляемый двигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого верхним и нижним порогами скорости двигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, при проверках потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы можно дополнительно сопоставлять величину тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости двигателя, при преодолении одного из этих порогов снижают скорость, а если порог продолжает при этом оставаться преодоленным, останавливают насос, проверяют устойчивость потребляемого двигателем тока и при обнаружении неустойчивости снижают скорость до заданного значения, а если продолжительность неустойчивости превышает предусмотренное время, останавливают насос.
Верхний и нижний пороги потребляемого электродвигателем тока можно рассчитать по следующим формулам:
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax,
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока;
V - скорость электродвигателя;
INmin и INmax - соответственно минимальное и максимальное значения потребляемого электродвигателем тока;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя,
γ и ΔI - - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя
ΔI является допустимым отклонением величины потребляемого электродвигателем тока от его теоретического значения, обеспечивающим нормальную работу скважины.
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax,
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока;
V - скорость электродвигателя;
INmin и INmax - соответственно минимальное и максимальное значения потребляемого электродвигателем тока;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя,
γ и ΔI - - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя
ΔI является допустимым отклонением величины потребляемого электродвигателем тока от его теоретического значения, обеспечивающим нормальную работу скважины.
При проверках производительности скважины можно принять в качестве показателя производительности по меньшей мере одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, и сравнивают значения этой переменной с, по меньшей мере, одним заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы при ее сохранении в течение заданного времени, и снижают скорость насоса при преодолении названного порога.
Физическую переменную, характеризующую дебит нефти, можно выбирать из группы переменных, включающей перепад давления, создаваемый на выходе нефти, дебит свободного газа, давление на глубине скважины на входе насоса, давление на входе нефтевыводного штуцера и температуру на выходе нефти.
Скважину можно оборудовать защитным устройством, немедленно закрывают нефтевыводной и газовыводной штуцеры и останавливают электродвигатель при включении в действие этого устройства.
Далее изобретение будет более подробно описано со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее.
Фиг. 1 схематически изображает скважину, добывающую углеводороды в виде нефти и газа, активированную погружной системой подкачки;
Фиг. 2 представляет зависимость величины верхних и нижних порогов потребляемого двигателем тока от скорости;
Фиг. 3 предоставляет зависимость степени открытия нефтевыводного штуцера от скорости двигателя;
Фиг. 4 представляет зависимость давления на входе газовыводного штуцера от скорости двигателя;
Фиг.5 представляет хрономограмму попыток пуска двигателя.
Фиг. 2 представляет зависимость величины верхних и нижних порогов потребляемого двигателем тока от скорости;
Фиг. 3 предоставляет зависимость степени открытия нефтевыводного штуцера от скорости двигателя;
Фиг. 4 представляет зависимость давления на входе газовыводного штуцера от скорости двигателя;
Фиг.5 представляет хрономограмму попыток пуска двигателя.
В наиболее общей формулировке способ изобретения используется для эксплуатации скважины, осуществляющей добычу углеводородов, активированную системой подкачки.
На фиг. 1 показана добывающая углеводороды скважина, которая содержит трубчатую выкидную колонну 1, которая соединяет дно 31 скважины, расположенное на уровне коллектора 30 углеводородов, с устьем скважины, расположенным в ее верхней части, трубу 2, концентрическую по отношению к колонне 1, которая облицовывает стенку скважины и имеет в своей нижней части множество отверстий 4, через которые углеводороды поступают из коллектора на дно 31 скважины, насос 5, погруженный в углеводороды, находящиеся на дне 31 скважины, гидравлический выход которого соединен с нижним концом выкидной колонны 1, предназначенной для подъема углеводородов, электродвигатель 6, механически связанный с насосом 5 и имеющий контакты для подвода электропитания 13, частотный вариатор 10, имеющий выводные контакты 11, питаемый с помощью кабеля 12 от электросети (на фиг.1 не показан).
Питательный кабель 7 электродвигателя 6 соединяет выводные контакты 11 частотного вариатора 10 с контактами 13 для электропитания двигателя 6. Датчик 8 обратного вращения расположен на кабеле 7 и подает на выходе электрический сигнал в том случае, когда насос 5 вращается в направлении, обратном его нормальному направлению вращения. Датчик тока 9 подает на выход электрический сигнал, характеризующий ток, потребляемый двигателем 6. Нефтевыводная магистраль 14 связана с верхней частью выкидной колонны 1, через которую добытая нефть подается на установку нефтеподготовки (на фиг. 1 не показано). Нефтевыводной штуцер 17 смонтирован на магистрали 14 и предназначен для регулирования дебита добываемой нефти. Привод 18 механически связан с штуцером 17 и снабжен вводом команд. Датчик 15 давления размещен на входе в штуцер 17 и подает на выход электрический сигнал, пропорциональный величине указанного давления.
Датчик 16 оценивает дебит нефти в магистрали 14 и оборудован пластиной с отверстием, введенной в магистраль 14, и датчиком для измерения дифференциального давления, создаваемого этой пластиной.
Газовыводная магистраль 19 соединена с верхней частью кольцевого пространства 3, через которое выводится избыток добываемого газа. Газовыводной штуцер 22 смонтирован на магистрали 19 и предназначен для регулирования дебита газа, выводимого через магистраль 19. Привод 23 механически связан со штуцером 22 и снабжен вводом команд. Датчик 15 давления размещен на входе в штуцер 22. Датчик 21 предназначен для замера дебита выводимого газа.
Программируемый автомат 24 содержит множество вводов: 25a, 25b, 25с, 25d, 25е, 25f и 25g и соединен соответственно с выводом 28 частотного вариатора 10 и датчиками 9, 8, 21, 20, 16 и 15 таким образом, что ряд выводов 26а, 26b и 26с связаны соответственно с вводом 27 частотного вариатора 10 и вводами команд приводов 18 и 23. Скважина содержит также устройство 29 для диалога оператора с автоматом 24.
Автомат 24, кроме того, содержит не изображенную на фиг.1 память, предварительно загруженную программой, и данными, необходимыми для эксплуатации скважины, в частности, все задаваемые значения переменных для регулирования. Эти значения предварительно вводятся оператором с помощью устройства 29 для диалога оператора с автоматом и модифицируются в процессе эксплуатации скважины с помощью того же устройства 29.
Частотный вариатор 10, питаемый от электросети с постоянной частотой, подает на выводной контакт 11 электрическое напряжение переменной частоты, модифицируемой сигналом, приложенным к его вводу 27. Он содержит также контактор-разъединитель, позволяющий подавать напряжение на двигатель и отключать напряжение от двигателя 6, управляемого подачей на его ввод 27 электрического сигнала, возникающего на выводе 26а автомата.
Частотный вариатор 10 подает на свой вывод 28 сигнал, характеризующий частоту напряжения, приложенного к электродвигателю 6. Этот сигнал, приложенный к вводу 25а автомата, позволяет последнему рассчитать скорость двигателя 6.
Поскольку скорость электродвигателя 6 пропорциональна частоте подаваемого напряжения, эту скорость можно регулировать с помощью автомата 24, используя сигнал на выводе 26а, соединенном с вводом 27 вариатора 10. Добывающая углеводороды скважина содержит также не показанное на фиг.1 защитное устройство, подсоединенное через свой вывод к вводу автомата 24. Защитное устройство состоит из заградительных щитов, раздельно смонтированных на выкидной колонне 1 и в кольцевом пространстве 3 и получающих командные сигналы через электронные модули, реализующие логические функции обеспечения безопасности скважины.
Способ эксплуатации скважины в период пуска скважины, т.е. при начале выдачи продукции, и в период повторного пуска после прекращения выдачи продукции включает нижеперечисленные стадии.
Подготовительная стадия, в течение которой автомат 24 осуществляет следующее.
Определяет с помощью алгоритма регуляции на основе сигнала, выдаваемого датчиком 20 давления, расположенным перед газовыводным штуцером 22, передаточное число привода 23 для доведения упомянутого давления до его заданного пускового значения;
определяет с помощью алгоритма регуляции на основе сигнала, выдаваемого датчиком 15 давления, расположенным перед нефтевыводным штуцером 17, передаточное число привода 18 для доведения упомянутого давления до его заданного пускового значения;
затем подает на вывод 26b командный сигнал привода 18 для закрытия нефтевыводного штуцера 17;
после этого проверяет при отключенном от сети электродвигателе, является ли состояние насоса 5 соответствующим пуску без риска механической поломки, т. е. является ли насос 5 в состоянии остановки или вращается в направлении нормального вращения, что позволяет перемещать вверх углеводороды, засосанные на дне скважины. В противном случае, если насос 5 вращается в направлении, противоположном направлению нормального вращения, под действием естественной циркуляции углеводородов, сигнал, выдаваемый датчиком 8, интерпретируется автоматом как запрет запускать двигатель 6;
проверяет превосходит ли промежуток между двумя последовательными попытками пуска некоторое заданное время Т1, чтобы не допустить перегревов. С этой целью после каждого пуска автомат включает счетчик времени, содержимое которого при следующем пуске он сравнивает с заданной величиной Т1, основываясь на рекомендациях конструктора двигателя 6 и условиях, в которых он работает, и сохраняет зафиксированное время в качестве данных;
проверяет, чтобы после числа попыток пуска n=3 в течение времени Т2 четвертая (n+1) попытка не производилась до истечения времени Т3, обеспечивающего охлаждения двигателя. Значения T1, T2 и Т3 задаются на основании характеристик двигателя и представлены на хронограмме фиг.5. Стадия начала выдачи продукции, в течение которой автомат 24 осуществляет следующее:
- подает на вывод 26а сигнал для постепенного запитывания двигателя 6 до тех пор, пока насос 5 не приобретет заданную скорость вращения;
- спустя некоторое время удостоверяется в том, что давление на входе нефтевыводного штуцера, измеряемое с помощью датчика давления 15, превышает заданный порог подъема давления;
- спустя некоторое время удостоверяется в том, что потребляемый двигателем 6 ток, измеряемый датчиком 9, превышает заданный порог;
- допускает вращение насоса 5, если эти два порога превышены, и в противном случае останавливает насос 5, посылая команду остановки частотному вариатору 10;
- постепенно увеличивает степень открытия нефтевыводного штуцера 17 до заданного значения;
- ожидает в течение заданного стабилизационного периода;
- контролирует надежную работу скважины путем одновременной проверки потребляемого двигателем 6 тока и производительности скважины, используя по меньшей мере один показатель производительности;
- регулирует давление на входе газовыводного штуцера 22 до заданного значения путем воздействия на этот штуцер.
определяет с помощью алгоритма регуляции на основе сигнала, выдаваемого датчиком 15 давления, расположенным перед нефтевыводным штуцером 17, передаточное число привода 18 для доведения упомянутого давления до его заданного пускового значения;
затем подает на вывод 26b командный сигнал привода 18 для закрытия нефтевыводного штуцера 17;
после этого проверяет при отключенном от сети электродвигателе, является ли состояние насоса 5 соответствующим пуску без риска механической поломки, т. е. является ли насос 5 в состоянии остановки или вращается в направлении нормального вращения, что позволяет перемещать вверх углеводороды, засосанные на дне скважины. В противном случае, если насос 5 вращается в направлении, противоположном направлению нормального вращения, под действием естественной циркуляции углеводородов, сигнал, выдаваемый датчиком 8, интерпретируется автоматом как запрет запускать двигатель 6;
проверяет превосходит ли промежуток между двумя последовательными попытками пуска некоторое заданное время Т1, чтобы не допустить перегревов. С этой целью после каждого пуска автомат включает счетчик времени, содержимое которого при следующем пуске он сравнивает с заданной величиной Т1, основываясь на рекомендациях конструктора двигателя 6 и условиях, в которых он работает, и сохраняет зафиксированное время в качестве данных;
проверяет, чтобы после числа попыток пуска n=3 в течение времени Т2 четвертая (n+1) попытка не производилась до истечения времени Т3, обеспечивающего охлаждения двигателя. Значения T1, T2 и Т3 задаются на основании характеристик двигателя и представлены на хронограмме фиг.5. Стадия начала выдачи продукции, в течение которой автомат 24 осуществляет следующее:
- подает на вывод 26а сигнал для постепенного запитывания двигателя 6 до тех пор, пока насос 5 не приобретет заданную скорость вращения;
- спустя некоторое время удостоверяется в том, что давление на входе нефтевыводного штуцера, измеряемое с помощью датчика давления 15, превышает заданный порог подъема давления;
- спустя некоторое время удостоверяется в том, что потребляемый двигателем 6 ток, измеряемый датчиком 9, превышает заданный порог;
- допускает вращение насоса 5, если эти два порога превышены, и в противном случае останавливает насос 5, посылая команду остановки частотному вариатору 10;
- постепенно увеличивает степень открытия нефтевыводного штуцера 17 до заданного значения;
- ожидает в течение заданного стабилизационного периода;
- контролирует надежную работу скважины путем одновременной проверки потребляемого двигателем 6 тока и производительности скважины, используя по меньшей мере один показатель производительности;
- регулирует давление на входе газовыводного штуцера 22 до заданного значения путем воздействия на этот штуцер.
Наряду с обычно осуществляемыми проверками, состоящими в сравнении потребляемого двигателем 6 тока с независимыми один от другого высшим и низшим порогами скорости двигателя, преодоление одного из которых приводит к остановке насоса, автомат 24 сравнивает этот ток с некоторым нижним порогом.
В случае преодоления этого порога и при условии, что период сохранения этого преодоления превышает некоторое предусмотренное время, автомат 24 останавливает насос 5, посылая команды, принимаемые частотным вариатором 10.
Автомат проверяет также устойчивость потребляемого двигателем 6 тока для обнаружения неустойчивостей. Проверка состоит в установлении того, что потребляемый двигателем 6 ток не выходит за пределы верхних и нижних пределов определенное количество раз в течение данного времени. Эти различные параметры определяются с учетом характеристик двигателя 6 и насоса 5.
В случае обнаружения неустойчивости автомат останавливает насос 5, посылая команду, принимаемую вариатором скорости 10.
Для осуществления проверок производительности скважины автомат 24 сравнивает дебит нефти на выходе, замеряемый датчиком 16, соединенным с вводом автомата 25f, с экспериментально установленным пороговым значением. Преодоление этого порога свидетельствует об эффективной работе, если это превышение сохраняется достаточно долго, не принимая в расчет кратковременные переходы порога, которые не рассматриваются как нарушения. В случае преодоления порога автомат дает команду частотному вариатору остановить насос 5.
Таким образом, благодаря изобретению при повторном пуске скважины нефтевыводной штуцер 17 не остается закрытым, что могло бы привести к перегреву и повреждению двигателя.
Во время послепускового периода, согласно изобретению, автомат 24 выполняет одновременно следующие операции.
Подает на вывод 26а сигнал повышения частоты вариатора 10 для увеличения скорости двигателя 6 до значения заранее установленной проектной скорости для достижения желаемого дебита нефти. Этот дебит может быть зафиксирован в виде величины, вводимой в автомат 24 или модуль в зависимости от условий работы установки подготовки углеводородного продукта, куда направляется добытый продукт;
подает на вывод 26b сигнал, дающий команду приводу 18 открыть нефтевыводной штуцер 17 до степени открытия, зависящей от проектной величины скорости, рассчитываемой по следующей формуле:
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя 6;
α- константа, определяемая по формуле
Smin, Smax - соответственно степень минимального и максимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя,
α, Smin, Smax, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
при этом фиг. 3 представляет в форме кривой 44 зависимость величины S(нефт) - степени открытия нефтевыводного штуцера 17 от проектной величины скорости V двигателя 7;
подает на вывод 26с сигнал, дающий команду приводу 23 поддерживать давление на входе газовыводного штуцера 22 на уровне, зависящем от проектной величины скорости, рассчитываемой по следующей формуле:
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер 22, измеряемое датчиком 20,
V - заданное значение скорости электродвигателя 6;
β- константа, определяемая по формуле
Ро и P1 - значения давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
β, Ро, P1, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
при этом фиг. 4 представляет в форме кривой 45 зависимость величины S(газ) - давления на входе газовыводного штуцера 22 от проектной величины скорости V электродвигателя 6;
регулирует надежность работы скважины, осуществляя одновременно проверку потребляемого электродвигателем 6 тока и проверку производительности скважины с использованием показателя производительности.
подает на вывод 26b сигнал, дающий команду приводу 18 открыть нефтевыводной штуцер 17 до степени открытия, зависящей от проектной величины скорости, рассчитываемой по следующей формуле:
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя 6;
α- константа, определяемая по формуле
Smin, Smax - соответственно степень минимального и максимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя,
α, Smin, Smax, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
при этом фиг. 3 представляет в форме кривой 44 зависимость величины S(нефт) - степени открытия нефтевыводного штуцера 17 от проектной величины скорости V двигателя 7;
подает на вывод 26с сигнал, дающий команду приводу 23 поддерживать давление на входе газовыводного штуцера 22 на уровне, зависящем от проектной величины скорости, рассчитываемой по следующей формуле:
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер 22, измеряемое датчиком 20,
V - заданное значение скорости электродвигателя 6;
β- константа, определяемая по формуле
Ро и P1 - значения давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной и максимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
β, Ро, P1, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
при этом фиг. 4 представляет в форме кривой 45 зависимость величины S(газ) - давления на входе газовыводного штуцера 22 от проектной величины скорости V электродвигателя 6;
регулирует надежность работы скважины, осуществляя одновременно проверку потребляемого электродвигателем 6 тока и проверку производительности скважины с использованием показателя производительности.
Для осуществления проверки потребляемого электродвигателем 6 тока автомат сравнивает величину этого тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости электродвигателя 6. Эти пороги рассчитывают по следующим формулам:
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого двигателем 6 тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого двигателем 6 тока;
V - скорость электродвигателя 6, которая известна автомату по значению частоты вариатора 10;
INmin и INmax - соответственно минимальное и максимальное значения потребляемого электродвигателем тока;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса 5 и электродвигателя 6;
γ и ΔI - константы, рассчитываемые для каждой скважины с учетом характеристик электродвигателя 6 и его эффективного охлаждения перекачиваемыми углеводородами,
ΔI является допустимым отклонением величины потребляемого электродвигателем тока от его теоретического значения, обеспечивающим нормальную работу скважины.
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого двигателем 6 тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого двигателем 6 тока;
V - скорость электродвигателя 6, которая известна автомату по значению частоты вариатора 10;
INmin и INmax - соответственно минимальное и максимальное значения потребляемого электродвигателем тока;
Vmin и Vmax - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса 5 и электродвигателя 6;
γ и ΔI - константы, рассчитываемые для каждой скважины с учетом характеристик электродвигателя 6 и его эффективного охлаждения перекачиваемыми углеводородами,
ΔI является допустимым отклонением величины потребляемого электродвигателем тока от его теоретического значения, обеспечивающим нормальную работу скважины.
Фиг. 2 представляет в форме кривых 40 и 41 соответственно зависимости значений I(верх) и I(нижн) верхнего и нижнего порогов потребляемого электродвигателем 6 тока от скорости V двигателя. Интервалы 42 и 43 изменений величины I представляют соответственно ΔI и -ΔI. В случае преодоления порога автомат снижает скорость электродвигателя 6 до заданного значения и, если это преодоление сохраняется долее предусмотренного времени, останавливает насос 5, давая команду частотному вариатору 10.
Автомат проверяет также устойчивость потребляемого двигателем 6 тока в послепусковой период с целью выявления неустойчивостей, которые характерны для быстрых изменений в потоке углеводородов, возникающих, например, из-за наличия избыточного газа на уровне насоса, что, в частности, может привести к поломкам электродвигателя 6 и насоса 5. Названная проверка состоит в том, чтобы удостовериться, что потребляемый двигателем 6 ток не превышает некоторый верхний предел определенное число раз в течение данного времени. Эти различные параметры определяются с учетом характеристик двигателя 6 и насоса 5.
В случае обнаружения неустойчивости автомат снижает скорость электродвигателя 6 до заданного значения и в случае продолжительной неустойчивости останавливает насос 5, давая команду, принимаемую частотным вариатором 10.
Для осуществления проверок производительности скважины автомат 24 сравнивает дебит нефти на выходе, замеряемый датчиком 16, соединенным с вводом автомата 25f, с заданными верхними и нижними порогами. Выход за рамки одного из этих порогов свидетельствует об эффективной работе, если этот выход длится в течение минимального времени, при этом кратковременные выходы за рамки порогов не свидетельствуют о ненормальной работе. Если происходит выход за рамки порога, автомат снижает скорость двигателя, а если же выход за рамки порога принимает устойчивый характер, дает команду частотному вариатору остановить насос 5.
Способ эксплуатации скважины, согласно изобретению, включает также координацию действий, связанных с работой скважины, с действиями по организации ее защиты. Когда защитное устройство запускает ряд действий, связанных с безопасностью работы, оно одновременно подает сигнал на вывод, соединенный с вводом автомата 24. Последний расшифровывает этот сигнал и подает команды закрытия нефте- и газовыводного штуцеров и остановки электродвигателя 6, что повышает эффективность мер по обеспечению безопасной работы. Другим преимуществом настоящего изобретения является защита насоса от чрезмерного или слишком долгого открытия нефтевыводного штуцера, которые могли бы не соответствовать характеристикам насоса. Изобретение позволяет также осуществлять работу насоса в присутствии свободного газа, так как оно гарантирует своими активными контролирующими действиями приемлемые условия работы скважины.
Благодаря способу, согласно изобретению, насос защищен от обусловленных перегревом поломок при всех режимах работы, особенно при работе на малой скорости в пусковой и эксплуатационный периоды работы скважины, обеспечивая максимальную добычу углеводородов.
Изобретение позволяет также защитить оборудование скважины, особенно двигатель насоса, от механических или гидравлических ударов благодаря одновременному воздействию нефте- и газовыводного штуцеров на скорость двигателя.
ПРИМЕР
В качестве примера ниже приводятся значения параметров, используемых для реализации способа эксплуатации и скважины, добывающей углеводороды из коллектора, расположенного на глубине 650 метров, статическое давление на дне которого составляет 50 бар. Эта скважина, оборудованная трубчатой выкидной колонной диаметром 114 мм, окруженной концентрической трубой диаметром 244 мм, активирована системой подкачки, состоящей из расположенного на дне скважины погружного насоса, имеющего 36 ступеней и приводимого в действие электродвигателем мощностью 200 кВт.
В качестве примера ниже приводятся значения параметров, используемых для реализации способа эксплуатации и скважины, добывающей углеводороды из коллектора, расположенного на глубине 650 метров, статическое давление на дне которого составляет 50 бар. Эта скважина, оборудованная трубчатой выкидной колонной диаметром 114 мм, окруженной концентрической трубой диаметром 244 мм, активирована системой подкачки, состоящей из расположенного на дне скважины погружного насоса, имеющего 36 ступеней и приводимого в действие электродвигателем мощностью 200 кВт.
Электропитание двигателя обеспечивается частотным вариатором мощностью 360 кВт, обеспечивающим рабочий диапазон от 1600 до 2700 м3/сутки перекаченных углеводородов. Частота тока, выдаваемая частотным вариатором, варьирует от 47 до 61 Гц, что соответствует минимальной скорости 2740 и максимальной 3560 оборотов в минуту.
Номинальная сила тока, потребляемого двигателем, составляет 77 А при 50 Гц и напряжении 2000 В. Проектная скорость равна максимальной скорости двигателя.
После повторного пуска, следующего за остановкой добычи продукта, в течение подготовительной стадии пускового периода давление на входе в газовыводной штуцер доводится до 20 бар, а давление на входе в нефтевыводной штуцер до 17 бар.
Минимальное время между двумя последовательными попытками составляет 20 мин.
Минимальное ожидание после трех попыток пуска, произведенных в интервале 120 мин, составляет 60 мин.
В течение периода входа в режим добычи продукта минимальная скорость, достигаемая двигателем при постепенном увеличении тока, соответствует подаваемой частоте 48 Гц и составляет 2740 об/мин. Порог подъема давления на входе в нефтевыводной штуцер составляет 20 бар, а порог, который должен быть превышен потребляемым двигателем током, составляет 36 А. Достигаемая после постепенного увеличения степень открытия нефтевыводного штуцера составляет 70%. Нижний предел, с которым сравнивают потребляемый двигателем ток при проверке этого тока с целью обеспечения надежной работы, составляет 36 А.
Устойчивость потребляемого двигателем тока проверяют, удостоверяясь в том, что величина этого тока не превышает более пяти раз в течение одной минуты среднее значение, рассчитанное для интервала времени 60 с плюс 3 А.
Порог, с которым сравнивают показатель производительности, выбранный для контроля надежности работы и представляющий собой перепад давления, которому соответствует дебит нефти, равен 1000 м3/сутки. Давление на входе в газовыводной штуцер регулируют до заданного пускового значения, т.е. до 20 бар. После стадии пуска скорость двигателя увеличивают до проектного значения, которое достигается путем регулирования частоты подаваемого тока до 61 Гц, что соответствует 3560 об/мин.
Одновременно нефтевыводной штуцер открывают до степени открытия, зависящей от скорости в соответствии со следующей формулой:
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа, равная 0,036;
Smin - степень минимального открытия нефтевыводного штуцера, равная 70%,
Vmin=2740 об/мин и Vmax=3560 об/мин - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя.
S(нефт)=α(V-Vmin)+Smin
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа, равная 0,036;
Smin - степень минимального открытия нефтевыводного штуцера, равная 70%,
Vmin=2740 об/мин и Vmax=3560 об/мин - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя.
Таким образом, получают S(нефт)=100%.
Степень открытия газовыводного штуцера регулируют таким образом, чтобы поддерживать давление на входе в этот штуцер на уровне, рассчитываемом как функцию скорости электродвигателя по следующей формуле:
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - заданное проектное значение скорости электродвигателя,
β - константа, равная 0,01;
Ро - давление газа, равное 20 бар, соответствующее минимальной скорости электродвигателя,
Vmin= 2740 об/мин и Vmax= 3560 об/мин - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя.
Р(газ)=β(V-Vmin)+Ро
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - заданное проектное значение скорости электродвигателя,
β - константа, равная 0,01;
Ро - давление газа, равное 20 бар, соответствующее минимальной скорости электродвигателя,
Vmin= 2740 об/мин и Vmax= 3560 об/мин - соответственно минимальная и максимальная скорости электродвигателя.
Пороги потребляемого двигателем тока, используемые для проверок этого тока, рассчитывают по следующим формулам:
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
в которых I(верх) - верхний порог потребляемого двигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого двигателем тока;
V - скорость электродвигателя в об/мин;
INmin - минимальное значение потребляемого электродвигателем тока, равное 40 А,
Vmin= 3560 об/мин и Vmax= 3560 об/мин - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и двигателя,
γ= 0,034 и ΔI=4 А - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик двигателя и его эффективного охлаждения перекачиваемыми углеводородами.
I(верх)=INmin+γ(V-Vmin)+ΔI
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)=INmin+γ(V-Vmin)-ΔI
при Vmin<V<Vmax,
в которых I(верх) - верхний порог потребляемого двигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого двигателем тока;
V - скорость электродвигателя в об/мин;
INmin - минимальное значение потребляемого электродвигателем тока, равное 40 А,
Vmin= 3560 об/мин и Vmax= 3560 об/мин - соответственно минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и двигателя,
γ= 0,034 и ΔI=4 А - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик двигателя и его эффективного охлаждения перекачиваемыми углеводородами.
Устойчивость потребляемого двигателем тока проверяют, удостоверяясь в том, что величина этого тока не превышает более пяти раз в течение одной минуты среднее значение, рассчитанное для интервала времени 60 с и увеличиваемое в пусковой период на 3 А.
После достижения проектной скорости показатель производительности, выраженной в виде дебита нефти, сопоставляют с порогами 2400 и 3000 м3/сутки.
Значение, до которого понижают скорость в случае перехода порога с целью обеспечения надежной работы, равно значению скорости, соответствующей частоте подаваемого тока, равной 47 Гц, т.е. 2740 об/мин.
Во время и после пускового периода не зависящие от скорости двигателя высший и нижний пороги составляют 80 и 36 А.
Claims (20)
1. Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, содержащей расположенный на дне скважины погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, потребляющим ток известной силы, причем в верхней части скважины имеется нефтевыводной штуцер и газовыводной штуцер, отличающийся тем, что имеется пусковой период, при подготовительной стадии которого воздействуют на газовыводной штуцер для приведения давления на входе штуцера к заданному пусковому значению давления, воздействуют на нефтевыводной штуцер для приведения давления на входе штуцера к заданному пусковому значению давления, закрывают нефтевыводной штуцер, проверяют не подключен ли электродвигатель к сети и соответствует ли состояние насоса пуску, в стадии вывода скважины в режим добычи продуктов постепенно подводят ток к электродвигателю до вращения насоса с минимальной заданной скоростью, проверяют после определенной выдержки, превышает ли давление на входе нефтевыводного штуцера заданного порога подъема давления, проверяют после определенной выдержки, превышает ли потребляемый электродвигателем ток заданный порог, продолжают вращение насоса при преодолении двух порогов, и в противном случае отключают насос, постепенно увеличивают степень открытия нефтевыводного штуцера до заданной величины, выжидают в течение предусмотренного стабилизационного периода, осуществляют контроль надежности работы путем одновременной проверки потребляемого электродвигателем тока и производительности скважины с использованием, по меньшей мере, одного показателя производительности, регулируют давление на входе газовыводного штуцера до заданной пусковой величины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при установлении соответствия состояния насоса пуску проверяют то, что насос, являющийся насосом ротационного типа, оборудованным датчиком направления вращения, не вращается в направлении, обратном нормальному направлению вращения, что время между двумя последовательными попытками пуска насоса превосходит заданное время и что после определенного количества попыток пуска, произведенных в течение предусмотренного времени, очередная попытка производится только после заранее определенной выдержки.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что потребляемый двигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого верхним и нижним порогами скорости электродвигателя, и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, а при проверке потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы дополнительно сопоставляют величину тока с нижним порогом и, когда этот порог преодолевается и время после преодоления этого порога превышает заданную величину, останавливают насос, проверяют после выдержки в течение заданного времени устойчивость потребляемого электродвигателем тока и, когда имеет место неустойчивость и ее продолжительность больше предусмотренного времени, останавливают насос.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при проверках производительности скважины в качестве показателя производительности принимают, по меньшей мере, одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, сравнивают значения этой переменной с заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и останавливают насос при преодолении названного порога.
5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что в послепусковой период одновременно увеличивают скорость электродвигателя до заданной проектной величины, открывают нефтевыводной штуцер до степени открытия, рассчитанной на основе проектной величины скорости электродвигателя, воздействуют на газовыводной штуцер для поддержания давления на входе этого штуцера на уровне, рассчитанном на основе проектной величины скорости электродвигателя, осуществляют последующий контроль надежности работы путем проверки потребляемого электродвигателем тока и производительности скважины с использованием показателей производительности.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что степень открытия нефтевыводного штуцера рассчитывают по следующей формуле:
S(нефт)= α(V-Vmin)+Smin,
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа;
Smin - степень минимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя,
α, Smin, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
S(нефт)= α(V-Vmin)+Smin,
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа;
Smin - степень минимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя,
α, Smin, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что давление на входе газовыводного штуцера рассчитывают по следующей формуле:
Р(газ)= β(V-Vmin)+Po,
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа;
Po - значение давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующее минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя;
β, Po, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Р(газ)= β(V-Vmin)+Po,
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа;
Po - значение давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующее минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя;
β, Po, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
8. Способ по п. 5, отличающийся тем, что поскольку потребляемый электродвигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого верхним и нижним порогами скорости электродвигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, при проверках потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы дополнительно сопоставляют величину тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости электродвигателя, при преодолении одного из этих порогов снижают скорость, а если порог продолжает при этом оставаться преодоленным, останавливают насос, проверяют устойчивость потребляемого электродвигателем тока и при обнаружении неустойчивости снижают скорость до заданного значения, а если продолжительность неустойчивости превышает предусмотренное время, останавливают насос.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что верхний и нижний пороги потребляемого электродвигателем тока, зависящие от скорости электродвигателя, рассчитывают по следующим формулам:
I(верх)= INmin+γ(V-Vmim)+Δ1,
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-Δ1,
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока;
V - скорость электродвигателя;
INmin - минимальное значение потребляемого электродвигателем тока при соответственно минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
γ и Δ1 - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя.
I(верх)= INmin+γ(V-Vmim)+Δ1,
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-Δ1,
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока;
V - скорость электродвигателя;
INmin - минимальное значение потребляемого электродвигателем тока при соответственно минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
γ и Δ1 - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя.
10. Способ по п. 5, отличающийся тем, что при проверке производительности скважины принимают в качестве показателя производительности, по меньшей мере, одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, и сравнивают значения этой переменной с, по меньшей мере, одним заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и снижают скорость насоса при преодолении порога.
11. Способ по п. 4 или 10, отличающийся тем, что физическую переменную, характеризующую дебит нефти, выбирают из группы переменных, включающих перепад давления, создаваемый при ограничении выхода нефти, дебит свободного газа, давление на глубине скважины на входе насоса, давление на входе нефтевыводного штуцера и температуру на выходе нефти.
12. Способ по любому из пп. 1-11, отличающийся тем, что скважину оборудуют защитным устройством, немедленно закрывают нефтевыводной и газовыводной штуцеры и останавливают электродвигатель при включении в действие этого устройства.
13. Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, содержащей расположенный на дне скважины погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, потребляющим ток известной силы, причем в верхней части скважины имеется нефтевыводной штуцер и газовыводной штуцер, отличающийся тем, что во время послепускового периода увеличивают скорость электродвигателя до заданной проектной величины, открывают нефтевыводной штуцер до степени открытия, рассчитанной на основе проектной величины скорости электродвигателя, воздействуют на газовыводной штуцер для поддержания давления на входе этого штуцера на уровне, рассчитанном на основе проектной величины скорости электродвигателя, осуществляют заключительный контроль надежности работы путем проверки потребляемого электродвигателем тока и производительности скважины с использованием показателей производительности.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что степень открытия нефтевыводного штуцера рассчитывают по следующей формуле:
S(нефт)= α(V-Vmin)+Smin,
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа;
Smin - степень минимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
α, Smin, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
S(нефт)= α(V-Vmin)+Smin,
при Vmin<V<Vmax,
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера;
V - заданное значение скорости электродвигателя;
α - константа;
Smin - степень минимального открытия нефтевыводного штуцера при минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя;
α, Smin, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что давление на входе в газовыводной штуцер рассчитывается по следующей формуле:
Р(газ)= β(V-Vmin)+Ро,
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа;
Ро - значение давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя;
β, Ро, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
Р(газ)= β(V-Vmin)+Ро,
при Vmin<V<Vmax,
где Р(газ) - давление на входе в газовыводной штуцер;
V - проектная величина скорости электродвигателя;
β - константа;
Ро - значение давления газа на входе газовыводного штуцера, соответствующие минимальной скорости электродвигателя;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя;
β, Ро, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя.
16. Способ по п. 13, отличающийся тем, что, поскольку потребляемый двигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого верхним и нижним порогами скорости двигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, при проверках потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы дополнительно сопоставляют величину тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости двигателя, при преодолении одного из этих порогов снижают скорость, а если порог продолжает при этом оставаться преодоленным, останавливают насос, проверяют устойчивость потребляемого двигателем тока и при обнаружении неустойчивости снижают скорость до заданного значения, если продолжительность неустойчивости превышает предусмотренное время, останавливают насос.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что верхний и нижний пороги потребляемого электродвигателем тока рассчитывают по следующим формулам:
I(верх)= INmin+γ(V-Vmin)+Δ1,
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-Δ1,
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока;
V - скорость электродвигателя;
INmin - минимальное значение потребляемого электродвигателем тока;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
γ и Δ1 - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя.
I(верх)= INmin+γ(V-Vmin)+Δ1,
при Vmin<V<Vmax;
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-Δ1,
при Vmin<V<Vmax,
где I(верх) - верхний порог потребляемого электродвигателем тока;
I(нижн) - нижний порог потребляемого электродвигателем тока;
V - скорость электродвигателя;
INmin - минимальное значение потребляемого электродвигателем тока;
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости электродвигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и электродвигателя;
γ и Δ1 - константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик электродвигателя.
18. Способ по п. 13, отличающийся тем, что при проверках производительности скважины принимают в качестве показателя производительности по меньшей мере одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, и сравнивают значения этой переменной с, по меньшей мере, одним заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы при ее сохранении в течение заданного времени, и снижают скорость насоса при преодолении названного порога.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что физическую переменную, характеризующую дебит нефти, выбирают из группы переменных, включающей перепад давления, создаваемый на выходе нефти, дебит свободного газа, давление на глубине скважины на входе насоса, давление на входе нефтевыводного штуцера и температуру на выходе нефти.
20. Способ по одному из пп. 13-19, отличающийся тем, что скважину оборудуют защитным устройством, немедленно закрывают нефтевыводной и газовыводной штуцеры и останавливают электродвигатель при включении в действие этого устройства.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9801782 | 1998-02-13 | ||
| FR9801782A FR2775018B1 (fr) | 1998-02-13 | 1998-02-13 | Methode de conduite d'un puits de production d'huile et de gaz active par un systeme de pompage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99102971A RU99102971A (ru) | 2000-12-20 |
| RU2216632C2 true RU2216632C2 (ru) | 2003-11-20 |
Family
ID=9522969
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99102971/06A RU2216632C2 (ru) | 1998-02-13 | 1999-02-12 | Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки (варианты) |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6119781A (ru) |
| BR (1) | BR9900643A (ru) |
| CA (1) | CA2260333C (ru) |
| FR (1) | FR2775018B1 (ru) |
| GB (1) | GB2334275B (ru) |
| NO (1) | NO320870B1 (ru) |
| OA (1) | OA11102A (ru) |
| RU (1) | RU2216632C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530175C2 (ru) * | 2009-04-23 | 2014-10-10 | Тоталь С.А. | Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2783558B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif |
| NO992947D0 (no) * | 1999-06-16 | 1999-06-16 | Jon Kore Heggholmen | Metode og sammenstilling av komponenter for Õ utvinne mer olje og gass fra olje/gass reservoarer |
| US6937923B1 (en) | 2000-11-01 | 2005-08-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Controller system for downhole applications |
| US7011152B2 (en) | 2002-02-11 | 2006-03-14 | Vetco Aibel As | Integrated subsea power pack for drilling and production |
| GB2387977B (en) * | 2002-04-17 | 2005-04-13 | Abb Offshore Systems Ltd | Control of hydrocarbon wells |
| FR2840952A1 (fr) * | 2002-06-13 | 2003-12-19 | Schlumberger Services Petrol | Installation d'extraction d'hydrocarbures pour puits de forage |
| US20080154510A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for automated choke control on a hydrocarbon producing well |
| US20080203734A1 (en) * | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Mark Francis Grimes | Wellbore rig generator engine power control |
| NO20072954A (no) * | 2007-06-11 | 2008-07-07 | Shore Tec Consult As | Gassdrevet pumpeanordning og fremgangsmåte for pumping av en væske i en brønn |
| GB2450157B (en) | 2007-06-15 | 2011-12-21 | Baker Hughes Inc | System for determining an initial direction of rotation of an electrical submersible pump |
| FR2925569B1 (fr) * | 2007-12-20 | 2010-01-22 | Total Sa | Procede de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures |
| US8155942B2 (en) * | 2008-02-21 | 2012-04-10 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for efficient well placement optimization |
| US8400093B2 (en) * | 2009-08-27 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Device, computer program product and computer-implemented method for backspin detection in an electrical submersible pump assembly |
| CN102787829B (zh) * | 2011-05-20 | 2015-03-25 | 大港油田集团有限责任公司 | 压裂与无泵采油一体化工艺管柱及其作业方法 |
| CN102747987A (zh) * | 2012-07-04 | 2012-10-24 | 刘庆敏 | 套管气收集装置及方法 |
| US9528355B2 (en) * | 2013-03-14 | 2016-12-27 | Unico, Inc. | Enhanced oil production using control of well casing gas pressure |
| CA2944635A1 (en) | 2014-04-03 | 2015-10-08 | Schlumberger Canada Limited | State estimation and run life prediction for pumping system |
| CN105952420A (zh) * | 2016-05-27 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气井的防砂方法 |
| US10865635B2 (en) | 2017-03-14 | 2020-12-15 | Baker Hughes Oilfield Operations, Llc | Method of controlling a gas vent system for horizontal wells |
| US10947821B2 (en) * | 2017-08-23 | 2021-03-16 | Robert J. Berland | Oil and gas production well control system and method |
| US11649705B2 (en) * | 2017-08-23 | 2023-05-16 | Robert J Berland | Oil and gas well carbon capture system and method |
| CN114622896A (zh) * | 2020-12-10 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井检测装置 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US34111A (en) * | 1862-01-07 | Improvement in printing-presses | ||
| US4989671A (en) * | 1985-07-24 | 1991-02-05 | Multi Products Company | Gas and oil well controller |
| US4676313A (en) * | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
| US4798247A (en) * | 1987-07-15 | 1989-01-17 | Otis Engineering Corporation | Solenoid operated safety valve and submersible pump system |
| US5193985A (en) * | 1990-01-10 | 1993-03-16 | Uniflo Oilcorp, Ltd. | Pump control system for a downhole motor-pump assembly and method of using same |
| US6006832A (en) * | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| FR2730767B1 (fr) * | 1995-02-21 | 1997-04-18 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de regulation d'un ensemble de pompage polyphasique |
| US5634522A (en) * | 1996-05-31 | 1997-06-03 | Hershberger; Michael D. | Liquid level detection for artificial lift system control |
| US5823262A (en) * | 1996-04-10 | 1998-10-20 | Micro Motion, Inc. | Coriolis pump-off controller |
| US5819848A (en) * | 1996-08-14 | 1998-10-13 | Pro Cav Technology, L.L.C. | Flow responsive time delay pump motor cut-off logic |
| US5941305A (en) * | 1998-01-29 | 1999-08-24 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
| US5967234A (en) * | 1998-05-02 | 1999-10-19 | Petroenergy Llc | Method of and device for production of hydrocarbons |
-
1998
- 1998-02-13 FR FR9801782A patent/FR2775018B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-02-04 US US09/244,047 patent/US6119781A/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-09 NO NO19990596A patent/NO320870B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-02-09 GB GB9902741A patent/GB2334275B/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-12 CA CA002260333A patent/CA2260333C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-12 BR BR9900643-0A patent/BR9900643A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-02-12 RU RU99102971/06A patent/RU2216632C2/ru active
- 1999-02-12 OA OA9900030A patent/OA11102A/fr unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530175C2 (ru) * | 2009-04-23 | 2014-10-10 | Тоталь С.А. | Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2775018B1 (fr) | 2000-03-24 |
| US6119781A (en) | 2000-09-19 |
| NO990596L (no) | 1999-08-16 |
| GB2334275A (en) | 1999-08-18 |
| CA2260333C (fr) | 2006-09-12 |
| GB9902741D0 (en) | 1999-03-31 |
| CA2260333A1 (fr) | 1999-08-13 |
| GB2334275B (en) | 2002-10-23 |
| NO320870B1 (no) | 2006-02-06 |
| OA11102A (fr) | 2003-03-17 |
| BR9900643A (pt) | 2000-09-12 |
| NO990596D0 (no) | 1999-02-09 |
| FR2775018A1 (fr) | 1999-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2216632C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки (варианты) | |
| CA2427332C (en) | Flow controller with downhole pumping system | |
| US11767748B2 (en) | Well fracturing systems with electrical motors and methods of use | |
| RU2463449C2 (ru) | Способ и установка для автоматического обнаружения и разрушения газовых пробок в электрическом погружном насосе | |
| US10642287B2 (en) | Pump controller system and method | |
| EP2443314B1 (en) | Method and device for maintaining sub-cooled fluid to esp system | |
| US20120027630A1 (en) | Vibration method to detect onset of gas lock | |
| GB2376534A (en) | Centrifugal pump with low through-flow protection means | |
| RU99102971A (ru) | Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки | |
| CA2707376A1 (en) | Device and method for gas lock detection in an electrical submersible pump assembly | |
| WO2015041805A1 (en) | System and method for converterless operation of motors-driven pumps | |
| RU2209942C2 (ru) | Способ эксплуатации установки для добычи углеводородов | |
| CN108868908A (zh) | 回热小汽轮机的控制方法、装置和回热小汽轮机系统 | |
| JP2523139B2 (ja) | 可変速ポンプを用いた給水装置 | |
| WO2019152915A2 (en) | Method and system for controlling downhole pumping systems | |
| CN105508231B (zh) | 一种火力发电机组公用电动给水泵的控制方法及系统 | |
| GB2334284A (en) | Submersible downhole pumping system | |
| RU2613348C1 (ru) | Способ защиты погружного центробежного насоса от срыва подачи | |
| RU2298645C2 (ru) | Способ добычи нефти в малодебитных скважинах | |
| JP3568622B2 (ja) | モータ保護管理装置 | |
| RU2758326C1 (ru) | Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки | |
| US20240339949A1 (en) | Wellbore device function confirmation | |
| SU1090922A1 (ru) | Способ защиты электропривода насоса | |
| KR19980060908A (ko) | 부스터 장치 | |
| JPS60190179A (ja) | 予備機の自動起動制御方法 |