RU2338094C2 - Well system, method for tests in downhole tool, and equipment for testing and adjustment of downhole tool - Google Patents
Well system, method for tests in downhole tool, and equipment for testing and adjustment of downhole tool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2338094C2 RU2338094C2 RU2006126756/06A RU2006126756A RU2338094C2 RU 2338094 C2 RU2338094 C2 RU 2338094C2 RU 2006126756/06 A RU2006126756/06 A RU 2006126756/06A RU 2006126756 A RU2006126756 A RU 2006126756A RU 2338094 C2 RU2338094 C2 RU 2338094C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- downhole tool
- frequency
- operating frequency
- downhole
- control module
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Настоящее изобретение относится к скважинной системе, способу проведения испытаний в скважинном инструменте и оборудованию для тестирования и регулирования скважинного инструментаThe present invention relates to a downhole system, a method for testing in a downhole tool and equipment for testing and adjusting a downhole tool
Предшествующий уровень техникиState of the art
Для добычи углеводородов из скважины используются промышленные поднимающие механизмы с насосами. Одним типом насоса является электрический погружной насос, который может работать на разных частотах. Электрический погружной насос может управляться системой привода с переменной скоростью, что позволяет менять рабочую частоту электрического погружного насоса.Industrial hydrocarbon lifting mechanisms with pumps are used to produce hydrocarbons from the well. One type of pump is an electric submersible pump that can operate at different frequencies. The electric submersible pump can be controlled by a variable speed drive system, which allows you to change the operating frequency of the electric submersible pump.
Желательно, чтобы электрический погружной насос не работал на своей резонансной частоте, поскольку может возникнуть нежелательная вибрация, когда электрический погружной насос работает на резонансной частоте. Резонансная частота объекта является естественной частотой вибрации объекта, определяемой физическими параметрами объекта.It is desirable that the electric submersible pump does not operate at its resonant frequency, since unwanted vibration may occur when the electric submersible pump operates at a resonant frequency. The resonant frequency of the object is the natural frequency of vibration of the object, determined by the physical parameters of the object.
Обычно для определения резонансной частоты электрического погружного насоса выполняется ручная процедура. Ручная процедура включает в себя управление системой привода с переменной частотой (обычно расположенной на поверхности земли) для выполнения качания частоты электрического погружного насоса. Вибрация электрического погружнсго насоса контролируется оператором скважины путем качания частоты. Обычно частота, ассоциированная с наибольшей величиной вибрации, считается резонансной частотой, которая регистрируется оператором скважины, проводящим испытание. Система привода с переменой частотой затем настраивается вручную для пропуска резонансной частоты во время нормальной работы электрического погружного насоса.Typically, a manual procedure is performed to determine the resonant frequency of an electric submersible pump. A manual procedure involves controlling a variable frequency drive system (typically located on the surface of the earth) to sweep the frequency of an electric submersible pump. The vibration of the electric submersible pump is controlled by the well operator by sweeping the frequency. Typically, the frequency associated with the largest amount of vibration is considered the resonant frequency that is recorded by the well operator conducting the test. The variable frequency drive system is then manually tuned to bypass the resonant frequency during normal operation of the electric submersible pump.
Такое ручное испытание электрического погружного насоса требует много времени и интенсивного труда, что увеличивает стоимость оборудования для закачивания скважины.Such a manual test of an electric submersible pump requires a lot of time and intensive labor, which increases the cost of equipment for pumping a well.
Известен способ управления колебаниями в буровом оборудовании, приводимом в действие приводом в процессе бурения (см., например, RU 2087701, 20.08.1997), заключающийся в том, что измеряют колебания поперечной и продольной переменных, по произведению которых определяют поток энергии через буровое оборудование, и регулируют крутильные колебания оборудования путем поддерживания потока энергии через буровое оборудование на заданном уровне. Продольную и поперечную переменные измеряют на приводе, по измеренным продольной и поперечной переменным определяют крутящий момент приводного двигателя и поддерживают поток энергии на заданном уровне путем регулирования крутящего момента приводного двигателя.A known method of controlling vibrations in drilling equipment driven by a drive during drilling (see, for example, RU 2087701, 08/20/1997), which consists in measuring the transverse and longitudinal variables, the product of which determines the energy flow through the drilling equipment , and regulate the torsional vibrations of the equipment by maintaining the energy flow through the drilling equipment at a predetermined level. The longitudinal and transverse variables are measured on the drive, the torque of the drive motor is determined from the measured longitudinal and transverse variables and the energy flow is maintained at a predetermined level by adjusting the torque of the drive motor.
В качестве приводного двигателя используют электродвигатель, при этом в качестве продольной переменной выбирают величину тока, проходящего через электродвигатель, а в качестве поперечной переменной величину напряжения на электродвигателе.An electric motor is used as a drive motor, while the current passing through the electric motor is selected as a longitudinal variable, and the voltage across the electric motor is used as a transverse variable.
Либо в качестве поперечной переменной выбирают величину скорости вращающейся детали привода, а в качестве продольной переменной крутящий момент, передаваемый указанной вращающейся деталью привода.Or, as a transverse variable, the speed of the rotating part of the drive is selected, and as a longitudinal variable, the torque transmitted by the specified rotating part of the drive.
Таким образом, сущность известного способа заключается в том, что колебания в буровом оборудовании регулируются посредством определения потока энергии через оборудование как произведение «поперечной» переменной и «сквозной» переменной. Причем колебания одной переменной измеряются, а поток энергии регулируется путем регулирования другой переменной в ответ на измеряемые колебания упомянутой одной переменной. В качестве переменных величин для определения потока энергии используются напряжение, умноженное на ток электрического привода, давление, умноженное на скорость потока гидравлического привода, или крутящий момент, умноженный на угловую скорость вращательного привода. Способ реализуется системой, содержащей средства измерения колебаний продольной и поперечной переменной, связанные со средством контроля истока энергии через буровое оборудование, и средство регулирования крутильных колебаний оборудования путем поддержания потока энергии через буровое оборудование на заданном уровне.Thus, the essence of the known method is that the oscillations in the drilling equipment are regulated by determining the energy flow through the equipment as the product of the "transverse" variable and the "through" variable. Moreover, the oscillations of one variable are measured, and the energy flow is regulated by regulating another variable in response to the measured oscillations of the one variable. As variables for determining the energy flux, the voltage multiplied by the current of the electric drive, the pressure multiplied by the flow rate of the hydraulic drive, or the torque multiplied by the angular velocity of the rotary drive are used. The method is implemented by a system containing means for measuring the oscillations of the longitudinal and transverse variables associated with means for controlling the source of energy through the drilling equipment, and means for controlling the torsional vibrations of the equipment by maintaining the energy flow through the drilling equipment at a given level.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Задача, решаемая изобретением, заключается в создании устройства и способа для автоматического определения резонансной частоты скважинной системы, позволяющих уменьшить время определения резонансной частоты и снизить стоимость оборудования.The problem solved by the invention is to create a device and method for automatically determining the resonant frequency of the borehole system, allowing to reduce the time to determine the resonant frequency and reduce the cost of equipment.
Поставленная задача решена путем создания скважинной системы, содержащей скважинный инструмент для работы на множестве рабочих частот, систему привода для управления рабочей частотой скважинного инструмента и контроллер для управления системой привода для изменения рабочей частоты скважинной системы и для автоматического определения резонансной частоты скважинной системы при испытаниях.The problem is solved by creating a borehole system containing a borehole tool for operating at multiple operating frequencies, a drive system for controlling the operating frequency of the borehole tool and a controller for controlling the drive system to change the operating frequency of the borehole system and to automatically determine the resonant frequency of the borehole system during testing.
Предпочтительно контроллер предназначен для дополнительной установки определенной резонансной частоты в качестве частоты, которую следует избегать в системе привода.Preferably, the controller is designed to further set a specific resonant frequency as the frequency to be avoided in the drive system.
Предпочтительно контроллер предназначен для установки обнаруженной резонансной частоты, которую следует избегать, путем установки резонансной частоты в качестве частоты скачка в системе привода.Preferably, the controller is configured to set the detected resonant frequency, which should be avoided by setting the resonant frequency as the jump frequency in the drive system.
Целесообразно, чтобы контроллер содержал центральный процессор и программное обеспечение для выполнения на центральном процессоре, предназначенное для выполнения задач управления и определения.It is advisable that the controller contains a central processor and software for execution on the central processor, designed to perform control and determination tasks.
Предпочтительно скважинная система содержит насос, предназначенный для работы на множестве рабочих частот.Preferably, the downhole system comprises a pump designed to operate at a plurality of operating frequencies.
Целесообразно, чтобы насос был выполнен электрическим погружным.It is advisable that the pump was made electric submersible.
Целесообразно, чтобы устройство дополнительно содержало датчик вибрации для определения вибрации скважинной системы во время испытаний, контроллер для приема данных от датчика вибрации для определения резонансной частоты.It is advisable that the device further comprises a vibration sensor for detecting vibration of the well system during testing, a controller for receiving data from the vibration sensor for determining the resonant frequency.
Предпочтительно контроллер предназначен для выполнения испытаний путем изменения рабочей частоты скважинной системы в пределах заданного диапазона частот.Preferably, the controller is designed to perform tests by changing the operating frequency of the well system within a predetermined frequency range.
Целесообразно, чтобы устройство дополнительно содержало, по меньшей мере, одну пользовательскую станцию и локальный пользовательский интерфейс контроллера для отображения результата испытаний.It is advisable that the device further comprises at least one user station and a local user interface of the controller for displaying the test result.
Поставленная задача решена также путем создания способа проведения испытаний в скважинном инструменте, размещенном в стволе скважины, заключающемся в том, что изменяют в ответ на сигнал управления управляющего модуля рабочую частоту скважинного инструмента в пределах заранее определенного диапазона частот при испытаниях, принимают в управляющем модуле данные вибрации скважинного инструмента по мере изменения рабочей частоты скважинного инструмента в пределах заранее определенного диапазона частот, автоматически определяют посредством управляющего модуля резонансную частоту скважинного инструмента на основании данных вибрации.The problem was also solved by creating a method for testing in a downhole tool located in the wellbore, namely, that, in response to a control signal from the control module, the working frequency of the downhole tool is changed within a predetermined frequency range during testing, vibration data is received in the control module downhole tool as the operating frequency of the downhole tool changes within a predetermined frequency range, automatically determined by Using the control module, the resonant frequency of the downhole tool based on vibration data.
Предпочтительно дополнительно отображают результат испытаний на пользовательском интерфейсе.Preferably, the test result is further displayed on the user interface.
Предпочтительно дополнительно устанавливают в системе привода, которая управляет рабочей частотой скважинного инструмента, частоту, которую следует избегать, на основании определенной резонансной частоты.Preferably, an additional set in the drive system, which controls the operating frequency of the downhole tool, the frequency that should be avoided based on a specific resonant frequency.
Целесообразно, чтробы при изменении рабочей частоты скважинного инструмента изменяли рабочую частоту электрического погружного насоса.It is advisable that the cores when changing the operating frequency of the downhole tool changed the operating frequency of the electric submersible pump.
Целесообразно, чтобы при приеме данных о вибрации скважинного инструмента принимали данные о вибрации от датчика вибрации в скважинном инструменте.It is advisable that when receiving data on the vibration of the downhole tool receive vibration data from a vibration sensor in the downhole tool.
Предпочтительно дополнительно получают минимальную рабочую частоту и максимальную рабочую частоту, которые определяют заранее определенный диапазон частот.Preferably, a minimum operating frequency and a maximum operating frequency, which define a predetermined frequency range, are additionally obtained.
Предпочтительно дополнительно генерируют максимальную рабочую частоту на основании, по меньшей мере, частичной информации о скорости потока или информации о давлении от одного или более датчиков в скважинном инструменте.Preferably, a maximum operating frequency is additionally generated based on at least partial flow rate information or pressure information from one or more sensors in the downhole tool.
Поставленная задача решена также путем создания оборудования для тестирования и регулирования скважинного инструмента, содержащего, по меньшей мере, один носитель информации, включающий инструкции, предназначенные для выполнения управляющим модулем: управления системой привода для изменения рабочей частоты скважинного инструмента в пределах заранее определенного диапазона частот во время испытаний; определения резонансной частоты скважинного инструмента на основании информации, принятой из скважинного устройства во время испытаний, по мере изменения рабочей частоты скважинного инструмента в пределах заранее определенного диапазона частот.The problem is also solved by creating equipment for testing and adjusting the downhole tool, containing at least one storage medium, including instructions for execution by the control module: control the drive system to change the operating frequency of the downhole tool within a predetermined frequency range during tests; determining the resonant frequency of the downhole tool based on information received from the downhole device during testing as the operating frequency of the downhole tool changes within a predetermined frequency range.
Предпочтительно носитель информации содержит также инструкцию для выполнения управляющим модулем: обеспечения дополнительного приема управляющим модулем данных о вибрации от датчика вибрации скважинного инструмента и определения при этом резонансной частоты скважинного инструмента на основании данных о вибрации.Preferably, the storage medium also contains instructions for executing the control module: to provide the control module with additional reception of vibration data from the vibration sensor of the downhole tool and to determine the resonant frequency of the downhole tool based on the vibration data.
Предпочтительно носитель информации содержит также инструкцию для выполнения управляющим модулем: дополнительного генерирования максимальной рабочей частоты заранее заданного диапазона частот, при этом максимальная рабочая частота основана на информации о скорости потока или информации о давлении, получаемой от одного или более датчиков скважинного инструмента.Preferably, the storage medium also contains instructions for executing by the control module: additionally generating a maximum operating frequency of a predetermined frequency range, wherein the maximum operating frequency is based on flow rate information or pressure information obtained from one or more downhole tool sensors.
Целесообразно, чтобы генерирование максимальной рабочей частоты дополнительно было основано на информации о потребляемой энергии скважинного инструмента.It is advisable that the generation of the maximum operating frequency is additionally based on information about the energy consumption of the downhole tool.
Предпочтительно носитель информации содержит также инструкцию для выполнения управляющим модулем: управления системой привода для изменения рабочей частоты скважинного инструмента посредством управления системой привода для изменения рабочей частоты насосного устройства.Preferably, the storage medium also contains instructions for execution by the control module: controlling the drive system to change the operating frequency of the downhole tool by controlling the drive system to change the operating frequency of the pumping device.
В общем, скважинная система (например, электрический погружной насос) может работать на множестве частот, и система привода управляет рабочей частотой скважинной системы. Контроллер управляет системой привода, чтобы при испытаниях изменять частоту скважинной системы и автоматически обнаруживать резонансную частоту скважинной системы при испытаниях. Контроллер также способен устанавливать обнаруженную резонансную частоту в качестве рабочей частоты, которую следует избегать.In general, a downhole system (e.g., an electric submersible pump) can operate at multiple frequencies, and a drive system controls the operating frequency of the downhole system. The controller controls the drive system in order to change the frequency of the well system during testing and automatically detect the resonant frequency of the well system during testing. The controller is also capable of setting the detected resonant frequency as the operating frequency that should be avoided.
Другие или альтернативные признаки поясняются описанием, чертежами и формулой изобретения.Other or alternative features are illustrated by the description, drawings and claims.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которыхThe invention is further explained in the description of the preferred embodiments with reference to the accompanying drawings, in which
Фиг.1 изображает систему с насосом, расположенным в стволе скважины, и наземным приводом переменной частоты, а также систему управления, имеющую модуль для определения резонансной частоты насоса, согласно изобретению;Figure 1 depicts a system with a pump located in the wellbore and a surface variable frequency drive, as well as a control system having a module for determining the resonant frequency of the pump, according to the invention;
Фиг.2 - блок-схему последовательности операций определения резонансной частоты насоса согласно изобретению.FIG. 2 is a flowchart for determining a resonant frequency of a pump according to the invention.
Описание предпочтительных вариантов воплощения изобретенияDESCRIPTION OF PREFERRED EMBODIMENTS
В нижеследующем описании изложены предпочтительные варианты воплощения для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалисты в данной области техники должны понимать, что настоящее изобретение может быть модифицировано относительно описанных вариантов осуществления.In the following description, preferred embodiments are set forth to provide an understanding of the present invention. However, those skilled in the art should understand that the present invention may be modified with respect to the described embodiments.
В описании используются термины «верх» и «низ», «верхний» и «нижний», «вверху» и «внизу», «вверх по потоку» и «вниз по потоку», «выше» и «ниже» и другие, означающие относительные положения выше или ниже данной точки или элемента для более ясного понимания некоторых вариантов осуществления изобретения. Однако применительно к оборудованию или способам для использования в скважинах, которые являются отклоненными или горизонтальными, такие термины могут означать слева направо, справа налево или другое подходящее отношение.In the description, the terms “top” and “bottom”, “top” and “bottom”, “up” and “down”, “upstream” and “downstream”, “up” and “down” and others are used. meaning relative positions above or below a given point or element for a clearer understanding of some embodiments of the invention. However, with respect to equipment or methods for use in wells that are deviated or horizontal, such terms may mean left to right, right to left, or other suitable relation.
На фиг.1 представлена система, содержащая колонну, размещенную в стволе 100 скважины, причем колонна имеет насосную установку 102, которая спускается в скважину на насосно-компрессорной трубе 104. В одном варианте осуществления насосная установка 102 является электрической погружной насосной (ЭПН) установкой, которая управляется электрически для выкачивания флюидов по стволу 100 скважины вверх на поверхность 101 скважины или земли. Электрическая погружная насосная установка 102 является примером скважинной системы, которая способна работать на различных рабочих частотах. В других вариантах осуществления изобретения другие типы скважинных систем также способны работать на различных рабочих частотах. Вместо насосно-компрессорной трубы 104 другие типы передающих структур могут быть использованы для опускания системы в ствол 100 скважины, например канаты, гибкие трубы, кабели и так далее.Figure 1 presents a system containing a column located in the wellbore 100, and the column has a pumping unit 102, which is lowered into the well on the tubing 104. In one embodiment, the pumping unit 102 is an electric submersible pump (EPN) installation, which is electrically controlled to pump fluids through the wellbore 100 up to the surface 101 of the well or the earth. The electric submersible pump unit 102 is an example of a downhole system that is capable of operating at various operating frequencies. In other embodiments, other types of downhole systems are also capable of operating at different operating frequencies. Instead of tubing 104, other types of transmission structures can be used to lower the system into the wellbore 100, such as ropes, coiled tubing, cables, and so on.
Ствол 100 скважины облицован обсадной колонной или футеровкой 106, которая выступает над поверхностью 101 скважины. Оборудование 124 устья скважины размещено на поверхности 101. Ввод 122 устья скважины предусмотрен через оборудование 124 устья скважины для передачи электроэнергии из наземной системы 130 привода с переменной скоростью в погружную насосную установку 102 через оборудование 124 устья скважины.The wellbore 100 is lined with a casing or lining 106 that projects above the surface 101 of the well. The wellhead equipment 124 is located on the surface 101. The wellhead input 122 is provided through the wellhead equipment 124 for transmitting electric power from the ground variable speed drive system 130 to the submersible pump unit 102 through the wellhead equipment 124.
В соответствии с вариантом воплощения электрическая погружная насосная установка 102 содержит насос 108, привод 114 для питания насоса 108, предохранитель 116 для предотвращения проникновения скважинного флюида в привод и входной газовый сепаратор 112, через который скважинный флюид поступает в насос 108. Также электрическая погружная насосная установка 102 может включать в себя газообрабатывающее устройство 110 для обработки некоторого количества газа, которое не может быть обработано погружным насосом, скважинный модуль 118 датчиков (подсоединенный к соответствующим преобразователям) для получения показаний давления, температуры, скорости потока, тока и/или вибрации, связанный со стволом 100 скважины, и погружную насосную установку 102. Элементы электрической погружной насосной установки 102 приведены в качестве примера, при этом другие насосные установки могут содержать другие элементы.According to an embodiment, the electric submersible pump installation 102 comprises a pump 108, an actuator 114 for supplying the pump 108, a fuse 116 to prevent the penetration of the well fluid into the actuator and an inlet gas separator 112 through which the well fluid enters the pump 108. Also, the electric submersible pump installation 102 may include a gas processing device 110 for processing a certain amount of gas that cannot be processed by a submersible pump, a downhole sensor module 118 (connected to the corresponding transducers) to obtain indications of pressure, temperature, flow rate, current and / or vibration associated with the wellbore 100 and the submersible pump unit 102. Elements of the electric submersible pump unit 102 are given as an example, while other pump units may contain other elements.
Привод 114 подсоединен к электрическому кабелю 120, который проходит через оборудование 124 устья скважины. Кабель 120 дополнительно выходит из оборудования 124 устья скважины в управляющий модуль 126 на поверхности 101 скважины.The drive 114 is connected to an electric cable 120, which passes through the equipment 124 of the wellhead. Cable 120 further exits wellhead equipment 124 to a control module 126 on well surface 101.
Управляющий модуль 126 содержит контроллер 128 и систему 130 привода с переменной скоростью. Следует отметить, что другие элементы (не показаны) могут также быть частью управляющего модуля 126. Система 130 привода с переменной скоростью управляет скоростью, с которой работает привод 114. Управление скоростью оказывает влияние на рабочую частоту электрической погружной насосной установки 102. Система 130 привода с переменной скоростью подсоединена к контроллеру 128, который управляет (среди прочего) изменением скорости посредством системы 130 привода с переменной скоростью. Система 130 привода с переменной скоростью также обеспечивает защитные функции для погружной насосной установки 102.The control module 126 comprises a controller 128 and a variable speed drive system 130. It should be noted that other elements (not shown) may also be part of the control module 126. The variable speed drive system 130 controls the speed at which the drive 114 operates. The speed control affects the operating frequency of the electric submersible pump installation 102. The drive system 130 variable speed connected to the controller 128, which controls (among other things) the change in speed through the variable speed drive system 130. The variable speed drive system 130 also provides protective functions for the submersible pump unit 102.
В соответствии с вариантом осуществления изобретения контроллер 128 содержит программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты, которое выполняется центральным процессором (ЦП) 136. ЦП 136 подсоединен к памяти 138 для хранения данных и инструкций программного обеспечения. Программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты обеспечивает механизм для автоматического обнаружения резонансной частоты электрической погружной насосной установки 102 (или другого типа скважинного инструмента, который способен работать на многих частотах). Используя программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты в контроллере 128, оператор скважины может автоматизировать процедуру определения резонансной частоты, так что он не осуществляет ручного определения резонансной частоты и настройки системы 130 привода с переменной скоростью для такой резонансной частоты. Программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты работает с электрической погружной насосной установкой 102, которое включает в себя модуль датчиков, который позволяет измерять вибрацию в любой точке погружной насосной установки 102.According to an embodiment of the invention, the controller 128 comprises software 134 for determining a resonant frequency that is executed by a central processing unit (CPU) 136. A CPU 136 is connected to a memory 138 for storing data and software instructions. The resonance frequency determination software 134 provides a mechanism for automatically detecting the resonance frequency of an electric submersible pumping unit 102 (or other type of downhole tool that is capable of operating at many frequencies). Using software 134 to determine the resonant frequency in the controller 128, the well operator can automate the procedure for determining the resonant frequency, so that it does not manually determine the resonant frequency and adjust the variable speed drive system 130 for such a resonant frequency. The resonant frequency determination software 134 operates with an electric submersible pump unit 102, which includes a sensor module that allows vibration to be measured at any point in the submersible pump unit 102.
В соответствии с другими вариантами осуществления изобретения программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты может быть использовано для определения резонансной частоты электрической погружной насосной установки 102 и для автоматической установки одной из резонансных частот, которые система 130 привода с переменной скоростью должна пропустить, называемой «установка частоты скачка».According to other embodiments of the invention, the resonant frequency determination software 134 can be used to determine the resonant frequency of the electric submersible pump unit 102 and to automatically set one of the resonant frequencies that the variable speed drive system 130 should skip, called “setting the jump frequency ".
Пользовательская станция 132 может быть подсоединена к управляющему модулю 126. Используя пользовательскую станцию 132, например ноутбук, настольный компьютер, персональный цифровой помощник (PDA) или другое пользовательское устройство, пользователь (например, оператор скважины) может запускать выполнение программы 134 для определения резонансной частоты и просматривать результаты выполнения программного обеспечения 134 для определения резонансной частоты. Также пользователь может контролировать работу электрической погружной насосной установки 102. Все это может быть выполнено с использованием локального пользовательского интерфейса на управляющем модуле 126.User station 132 may be connected to control module 126. Using user station 132, such as a laptop, desktop computer, personal digital assistant (PDA), or other user device, a user (eg, a well operator) may run program 134 to determine the resonant frequency and view the results of the execution of software 134 to determine the resonant frequency. The user can also control the operation of the electric submersible pump unit 102. All this can be done using the local user interface on the control module 126.
В варианте осуществления пользовательская станция 132 содержит пользовательский интерфейс, который отображает элементы управления для управления программным обеспечением 134 для обнаружения резонансной частоты. Пользовательский интерфейс также отображает поля для вывода результатов испытаний, осуществляемых по программе 134 для определения резонансной частоты электрической погружной насосной установки 102. В некоторых случаях пользовательский интерфейс в пользовательской станции 132 может быть использован для управления системой 130 привода с переменной скоростью.In an embodiment, user station 132 comprises a user interface that displays controls for managing resonant frequency detection software 134. The user interface also displays fields for displaying test results performed by program 134 to determine the resonant frequency of the electric submersible pump unit 102. In some cases, the user interface in user station 132 may be used to control a variable speed drive system 130.
Программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты является примером модуля для автоматического определения резонансной частоты скважинной системы, такой как электрическая погружная насосная установка 102. В других вариантах осуществления вместо модуля программного обеспечения может быть использован модуль, реализованный в оборудовании и программно-аппаратных средствах, для автоматизированного определения резонансной частоты.The resonance frequency determination software 134 is an example of a module for automatically detecting the resonance frequency of a borehole system, such as an electric submersible pump unit 102. In other embodiments, instead of a software module, a module implemented in hardware and firmware can be used for automated determining the resonant frequency.
В соответствии с вариантом осуществления для тестирования для определения резонансной частоты с помощью программного обеспечения 134 в электрической погружной насосной установке 102 предусмотрен скважинный модуль 118 датчиков. Скважинный модуль 118 датчиков подсоединен к кабелю 120 через привод 104, при этом один или более преобразователей могут быть расположены в любой точке электрической погружной насосной установки 102.According to an embodiment for testing to determine the resonant frequency using software 134, a downhole sensor module 118 is provided in the electric submersible pump unit 102. The downhole sensor module 118 is connected to the cable 120 through the actuator 104, while one or more transducers can be located at any point in the electric submersible pumping unit 102.
Как показано на Фиг.2, для выполнения тестирования программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты используется для получения или генерации (на этапе 202) минимального и максимального значений рабочей частоты, которые определяют частотный диапазон, в котором должно выполняться качание частоты в испытательной процедуре. Минимальная и максимальная рабочие частоты могут быть введены пользователем на пользовательской станции 132 или с помощью пользовательского интерфейса контроллера 128. Например, пользовательский интерфейс, представленный программным обеспечением 134 для определения резонансной частоты, может иметь поля для приема различных параметров, включающих в себя минимальную и максимальную рабочие частоты.As shown in FIG. 2, to perform testing, the software 134 for determining the resonant frequency is used to obtain or generate (at 202) the minimum and maximum values of the operating frequency, which determine the frequency range in which the frequency sweep should be performed in the test procedure. The minimum and maximum operating frequencies can be entered by the user at the user station 132 or using the user interface of the controller 128. For example, the user interface presented by the software 134 for determining the resonant frequency may have fields for receiving various parameters, including the minimum and maximum operating frequency.
В качестве альтернативы минимальная и максимальная рабочие частоты могут генерироваться программным обеспечением 134 на основании различных данных, связанных с электрической погружной насосной установкой 102. Например, электрическая погружная насосная установка 102 может быть связана с номинальными данными привода, включая максимальную мощность привода 114 и номинальную частоту привода. Номинальная частота привода составляет обычно 50 Гц или 60 Гц в зависимости от частоты источника энергии. Максимальная частота для качания частоты выводится с использованием следующего уравнения:Alternatively, the minimum and maximum operating frequencies may be generated by software 134 based on various data associated with the electric submersible pump unit 102. For example, the electric submersible pump unit 102 may be associated with rated drive data, including maximum drive power 114 and rated drive frequency . The nominal drive frequency is usually 50 Hz or 60 Hz, depending on the frequency of the power source. The maximum frequency for frequency sweep is derived using the following equation:
Потребление энергии на номинальной частоте привода относится к ожидаемому потреблению энергии насосом 108, газообрабатывающим устройством 110 (если имеется) и входным газовым сепаратором 112, приводимыми в движение приводом на номинальной частоте. Потребление энергии на номинальной частоте привода может быть введено пользователем (через пользовательскую станцию 132) или может быть получено из другой информации, такой как информация о давлении или скорости потока, от преобразователей, расположенных на электрической погружной насосной установке 102.The energy consumption at the rated frequency of the drive refers to the expected energy consumption of the pump 108, the gas processing device 110 (if any), and the inlet gas separator 112 driven by the drive at the nominal frequency. The energy consumption at the rated frequency of the drive can be entered by the user (via user station 132) or can be obtained from other information, such as pressure or flow rate information, from transducers located on the electric submersible pump unit 102.
После получения или формирования (на этапе 202) минимальной и максимальной рабочих частот на установке 102 программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты заставляет (на этапе 204) контроллер 128 управлять системой 130 привода с переменной скоростью для работы электрической погружной насосной установки 102 на частотах от минимальной рабочей частоты до максимальной рабочей частоты. Во время этого качания частоты программное обеспечение 134 для определения резонансной частоты принимает (на этапе 206) от датчика данные о вибрации.After obtaining or generating (at 202) the minimum and maximum operating frequencies at the installation 102, the software 134 for determining the resonant frequency forces (at 204) the controller 128 to control the variable speed drive system 130 to operate the electric submersible pump installation 102 at frequencies from the minimum operating frequency to the maximum operating frequency. During this frequency sweep, the resonance frequency determination software 134 receives (at 206) vibration data from the sensor.
Данные о вибрации сохраняются (на этапе 208) и сравниваются с рабочими частотами. Например, данные о вибрации и соответствующие рабочие частоты могут храниться в табличном формате. На основании принятых данных о вибрации программное обеспечение 134 определяет (на этапе 210) резонансную частоту, которая является частотой, на которой обнаруживается максимальная вибрация (из данных о вибрации).Vibration data is stored (at 208) and compared with operating frequencies. For example, vibration data and corresponding operating frequencies may be stored in tabular format. Based on the received vibration data, software 134 determines (at 210) the resonant frequency, which is the frequency at which the maximum vibration is detected (from the vibration data).
Определенная резонансная частота затем сохраняется (на этапе 212) и в некоторых случаях сообщается пользователю на пользовательскую станцию 132. Также контроллер 128 на основании резонансной частоты, определенной программным обеспечением 134, настраивает (на этапе 214) систему 130 привода с переменной скоростью для пропуска резонансной частоты. Например, система 130 привода с переменной скоростью может быть связана с частотой скачка или частотами скачка, который или которые должны быть пропущены во время работы.The determined resonant frequency is then stored (at 212) and, in some cases, communicated to the user at user station 132. Also, the controller 128, based on the resonant frequency determined by software 134, tunes (at 214) a variable speed drive system 130 to skip the resonant frequency . For example, a variable speed drive system 130 may be associated with a jump frequency or jump frequencies that or should be skipped during operation.
Инструкции программного обеспечения 134 для определения резонансной частоты хранятся в одном или нескольких запоминающих устройствах в контроллере 128 и загружаются для выполнения в процессор (например, ЦП 136). Процессор включает в себя микропроцессоры, микроконтроллеры, процессорные модули или подсистемы (включая один или более микропроцессоров или микроконтроллеров) или другие управляющие или вычислительные устройства. «Управляющий модуль» означает оборудование, программное обеспечение или их сочетание. «Управляющий модуль» может означать один элемент или множество элементов (либо программное обеспечение, или оборудование).Instructions for software 134 for determining the resonant frequency are stored in one or more memory devices in the controller 128 and loaded for execution in the processor (for example, CPU 136). A processor includes microprocessors, microcontrollers, processor modules or subsystems (including one or more microprocessors or microcontrollers), or other control or computing devices. “Control Unit” means hardware, software, or a combination thereof. A “control module” may mean a single element or a plurality of elements (either software or hardware).
Данные и инструкции (программного обеспечения) хранятся в соответствующих запоминающих устройствах, которые реализованы в виде одного или более машиночитаемых носителей. Носитель включает в себя различные формы памяти, включая устройства полупроводниковой памяти, такие как динамические или статические устройства памяти с произвольным доступом (DRAM или SRAM), стираемые или программируемые устройства памяти только для чтения (EPROM), электрически стираемые или программируемые устройства памяти только для чтения (EEPROM) и флэш-память; магнитные диски, такие как жесткие, гибкие и съемные диски; другие магнитные носители, включая ленту; и оптические носители, такие как компакт-диски (CD) или цифровые видеодиски (DVD).Data and instructions (software) are stored in appropriate storage devices, which are implemented in the form of one or more computer-readable media. A storage medium includes various forms of memory, including semiconductor memory devices such as dynamic or static random access memory devices (DRAM or SRAM), read-only programmable or read-only memory devices (EPROM), read-only electrically erasable or programmable memory devices (EEPROM) and flash memory; magnetic disks, such as hard, flexible, and removable disks; other magnetic media, including tape; and optical media such as compact discs (CDs) or digital video discs (DVDs).
Изобретение было раскрыто со ссылкой на ограниченное количество вариантов осуществления, однако специалистам в данной области техники очевидны многочисленные изменения и вариации. Предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает изменения и вариации, попадающие в сущность и объем изобретения.The invention has been disclosed with reference to a limited number of embodiments, however, numerous changes and variations are apparent to those skilled in the art. The appended claims are intended to cover changes and variations that fall within the spirit and scope of the invention.
Claims (21)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/161,087 | 2005-07-22 | ||
| US11/161,087 US20070017672A1 (en) | 2005-07-22 | 2005-07-22 | Automatic Detection of Resonance Frequency of a Downhole System |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006126756A RU2006126756A (en) | 2008-01-27 |
| RU2338094C2 true RU2338094C2 (en) | 2008-11-10 |
Family
ID=37677998
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006126756/06A RU2338094C2 (en) | 2005-07-22 | 2006-07-21 | Well system, method for tests in downhole tool, and equipment for testing and adjustment of downhole tool |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070017672A1 (en) |
| CA (1) | CA2551708C (en) |
| RU (1) | RU2338094C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2596608C2 (en) * | 2011-04-29 | 2016-09-10 | Веллтек А/С | Electric motor |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102004048866A1 (en) * | 2004-10-07 | 2006-04-13 | Leybold Vacuum Gmbh | Fast-rotating vacuum pump |
| US8477154B2 (en) * | 2006-03-20 | 2013-07-02 | Siemens Energy, Inc. | Method and system for interactive virtual inspection of modeled objects |
| CA2619826C (en) * | 2007-02-05 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Real time optimization of power in electrical submersible pump variable speed applications |
| US20100096337A1 (en) * | 2007-03-06 | 2010-04-22 | Mader Brian T | Ultrasonically induced cavitation of fluorochemicals |
| CN101294556A (en) * | 2007-04-28 | 2008-10-29 | 德昌电机股份有限公司 | Solenoid pump |
| US20110027110A1 (en) * | 2008-01-31 | 2011-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Oil filter for downhole motor |
| US9482233B2 (en) * | 2008-05-07 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Electric submersible pumping sensor device and method |
| CA2729435A1 (en) * | 2010-01-29 | 2011-07-29 | Schlumberger Canada Limited | Pressure pulse interaction management in a multiple pump system |
| WO2012141623A1 (en) * | 2011-04-15 | 2012-10-18 | Volvo Construction Equipment Ab | A method and a device for reducing vibrations in a working machine |
| WO2015117051A1 (en) * | 2014-01-31 | 2015-08-06 | Schlumberger Canada Limited | Monitoring of equipment associated with a borehole/conduit |
| WO2015153432A1 (en) | 2014-03-31 | 2015-10-08 | Schlumberger Canada Limited | Reducing fluid pressure spikes in a pumping system |
| US10690131B2 (en) | 2015-01-26 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for minimizing vibration in a multi-pump arrangement |
| US10746013B2 (en) * | 2015-05-29 | 2020-08-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole test signals for identification of operational drilling parameters |
| AT518106B1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-10-15 | Engel Austria Gmbh | Hydraulic drive unit and method of operation |
| WO2018038710A1 (en) * | 2016-08-23 | 2018-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of optimized pump speed control to reduce cavitation, pulsation and load fluctuation |
| CN108071626B (en) * | 2016-11-17 | 2021-03-26 | 恩格尔机械(上海)有限公司 | Molding machine and method for operating the same |
| BR112020008295B1 (en) | 2017-12-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc | SYSTEM AND METHOD |
| CA3107303C (en) * | 2018-12-20 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellsite pumping systems and methods of operation |
| EP4001510B1 (en) * | 2020-11-13 | 2023-06-07 | Eurodrill GmbH | Device for generating impact impulses or vibrations for a construction machine |
| CN114856487A (en) * | 2021-02-04 | 2022-08-05 | 中国石油天然气集团有限公司 | Control method and device for vibration cementing, processor and vibration cementing system |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2661697A (en) * | 1951-12-26 | 1953-12-08 | Shell Dev | Control system for oil well pumps |
| US3060371A (en) * | 1955-07-20 | 1962-10-23 | Townsend Jonathan | Geological prospecting process and apparatus |
| US4553590A (en) * | 1981-03-19 | 1985-11-19 | Hidden Valley Associates | Apparatus for pumping subterranean fluids |
| US4599046A (en) * | 1983-04-07 | 1986-07-08 | Armco Inc. | Control improvements in deep well pumps |
| US5081613A (en) * | 1988-09-27 | 1992-01-14 | Applied Geomechanics | Method of identification of well damage and downhole irregularities |
| WO1993005272A1 (en) * | 1991-09-07 | 1993-03-18 | Phoenix Petroleum Services Ltd. | Apparatus for transmitting instrumentation signals over power conductors |
| US5386708A (en) * | 1993-09-02 | 1995-02-07 | Ebara Technologies Incorporated | Cryogenic vacuum pump with expander speed control |
| GB2338801B (en) * | 1995-08-30 | 2000-03-01 | Baker Hughes Inc | An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
| US5973465A (en) * | 1998-04-28 | 1999-10-26 | Toshiba International Corporation | Automotive restart control for submersible pump |
| US6378364B1 (en) * | 2000-01-13 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole densitometer |
| US6688176B2 (en) * | 2000-01-13 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single tube densitometer |
| US6672163B2 (en) * | 2000-03-14 | 2004-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for fluid characterization |
| NO325098B1 (en) * | 2001-04-06 | 2008-02-04 | Thales Underwater Systems Uk L | Apparatus and method for fluid flow grinding by fiber optic detection of mechanical vibrations |
| US6604910B1 (en) * | 2001-04-24 | 2003-08-12 | Cdx Gas, Llc | Fluid controlled pumping system and method |
| GB2393763B (en) * | 2001-06-26 | 2005-05-25 | Weatherford Lamb | Electrical pump for use in well completion |
| US6863124B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Sealed ESP motor system |
| US6695052B2 (en) * | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
| US6854517B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-02-15 | Baker Hughes Incorporated | Electric submersible pump with specialized geometry for pumping viscous crude oil |
| GB0314550D0 (en) * | 2003-06-21 | 2003-07-30 | Weatherford Lamb | Electric submersible pumps |
| US7114557B2 (en) * | 2004-02-03 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for optimizing production in an artificially lifted well |
-
2005
- 2005-07-22 US US11/161,087 patent/US20070017672A1/en not_active Abandoned
-
2006
- 2006-07-10 CA CA002551708A patent/CA2551708C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-21 RU RU2006126756/06A patent/RU2338094C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2596608C2 (en) * | 2011-04-29 | 2016-09-10 | Веллтек А/С | Electric motor |
| US9509190B2 (en) | 2011-04-29 | 2016-11-29 | Welltec A/S | Downhole elongated electrical motor |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2551708A1 (en) | 2007-01-22 |
| CA2551708C (en) | 2009-05-26 |
| US20070017672A1 (en) | 2007-01-25 |
| RU2006126756A (en) | 2008-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2338094C2 (en) | Well system, method for tests in downhole tool, and equipment for testing and adjustment of downhole tool | |
| US8141646B2 (en) | Device and method for gas lock detection in an electrical submersible pump assembly | |
| US7798215B2 (en) | Device, method and program product to automatically detect and break gas locks in an ESP | |
| EP2976496B1 (en) | Drilling system control | |
| US8746353B2 (en) | Vibration method to detect onset of gas lock | |
| US6041856A (en) | Real-time pump optimization system | |
| US20090044938A1 (en) | Smart motor controller for an electrical submersible pump | |
| US10077647B2 (en) | Control of a managed pressure drilling system | |
| EP3332088B1 (en) | Improving fault detectability through controller reconfiguration | |
| US20210087923A1 (en) | Systems and Methods for Draw Down Improvement in Wellbores | |
| CA2762269C (en) | Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump | |
| US11156075B2 (en) | Advisory system for stick-slip mitigation in drilling systems | |
| US20190391604A1 (en) | Changing set points in a resonant system | |
| Camilleri et al. | Providing accurate ESP flow rate measurement in the absence of a test separator | |
| Camilleri | Free Gas and ESP; Case Studies Illustrating the Difference Between Flowrate Oscillations, Gas Locking and Instability | |
| US10393916B2 (en) | Predicting water holdup measurement accuracy of multiphase production logging tools | |
| Camilleri et al. | Increasing production with high-frequency and high-resolution flow rate measurements from ESPs | |
| Camilleri et al. | Testing the untestable… delivering flowrate measurements with high accuracy on a remote ESP well | |
| US20230010614A1 (en) | Monitoring drilling vibrations based on rotational speed | |
| Romero et al. | PCP Production Optimization in Real Time with Surface Controller | |
| McCoy et al. | Efficient and Accurate Monitoring of Rod Pump Well Performance Using Real Time Data Processing and Visualization. | |
| Iguaran et al. | Progressive Cavity Pump Self Optimising System Argentina Field | |
| Caicedo et al. | Estimating Flow Rates Based on ESP Down Hole Sensor Data | |
| Patterson | On the efficiency of electrical submersible pumps equipped with variable frequency drives: a field study | |
| Podio et al. | Well Visualization And Analysis |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160722 |