RU2685006C2 - Способ и устройство для определения производительности скважинных насосов - Google Patents

Способ и устройство для определения производительности скважинных насосов Download PDF

Info

Publication number
RU2685006C2
RU2685006C2 RU2016139143A RU2016139143A RU2685006C2 RU 2685006 C2 RU2685006 C2 RU 2685006C2 RU 2016139143 A RU2016139143 A RU 2016139143A RU 2016139143 A RU2016139143 A RU 2016139143A RU 2685006 C2 RU2685006 C2 RU 2685006C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
areas
time
processor
well
Prior art date
Application number
RU2016139143A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016139143A (ru
RU2016139143A3 (ru
Inventor
Томас Мэтью МИЛЛЗ
Original Assignee
Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз filed Critical Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз
Publication of RU2016139143A publication Critical patent/RU2016139143A/ru
Publication of RU2016139143A3 publication Critical patent/RU2016139143A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2685006C2 publication Critical patent/RU2685006C2/ru

Links

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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • E21B47/009—Monitoring of walking-beam pump systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
    • F04B47/022—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level driving of the walking beam
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B49/00—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00
    • F04B49/06—Control using electricity
    • F04B49/065—Control using electricity and making use of computers
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)
  • Reciprocating Pumps (AREA)
  • Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
  • Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к скважинным насосам, в частности к способу и устройству для определения производительности скважинных насосов. Технический результат – повышение точности в определении производительности упомянутых насосов. По способу измеряют количество жидкости, добываемой из скважины с помощью насосной установки в течение заданного периода времени. Для этого определяют первые площади первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени. Суммируют первые площади. Определяют коэффициент пропорциональности утечки скважинного насоса в насосной установке на основании количества добываемой жидкости и суммированных первых площадей. Определяют вторые площади вторых динамограмм насоса во время непрерывной работы насосной установки в течение второго заданного периода времени. Определяют чистое количество текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности утечки и вторых площадей. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[001] Данное изобретение, в целом, относится к скважинным насосам и, в частности, к способам и устройству для определения производительности скважинных насосов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[002] Скважинные насосы используют для закачивания текучей среды из пласта путем перемещения поршня относительно ствола скважины. Между поршнем и стволом скважины выполнен зазор для обеспечения того, что буровой шлам не будет негативно влиять на характеристики скважинного насоса. Однако данный зазор допускает утечку между поршнем и стволом скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[003] На фиг. 1 изображена насосная установка, содержащая пример устройства, используемого для определения производительности скважины в соответствии с принципами настоящего изобретения.
[004] На фиг. 2 изображен пример поверхностной динамограммы, которая может быть получена в соответствии с принципами настоящего изобретения.
[005] На фиг. 3 изображен пример динамограммы насоса, которая может быть получена в соответствии с принципами настоящего изобретения.
[006] На фиг. 4 приведена структурная схема примера способов, которые могут быть использованы для реализации примера устройства по фиг. 1.
[007] На фиг. 5 приведена процессорная платформа для реализации способов по фиг. 4 и/или устройства по фиг. 1.
[008] Чертежи не обязательно выполнены в масштабе. Там, где это возможно, для обозначения одних и тех же или подобных деталей на всем чертеже (чертежах) и в сопровождающем их письменном описании будут использоваться одни и те же номера позиций.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[009] В соответствии с принципами настоящего изобретения информация, связанная со скважинными возвратно-поступательными насосами, может быть использована для приближенного определения объема добычи из соответствующей скважины. В частности, объем добычи из скважины может быть выведен на основании числа ходов насосной установки, геометрии скважинного насоса и/или примера коэффициента пропорциональности утечки. В некоторых вариантах осуществления коэффициент пропорциональности утечки учитывает зазор между плунжером или поршнем насоса и стволом скважины. Как изложено в настоящем документе, пример коэффициента пропорциональности утечки может быть определен на основании величины добычи, наблюдаемой в течение периода испытаний, суммы площадей динамограмм насоса в течение периода испытаний и разностью давлений по скважинному насосу.
[0010] На фиг. 1 изображена известная штанговая насосная установка с кривошипным уравновешиванием, и/или насосная установка 100, которая может быть использована для добычи нефти из нефтяной скважины 102. Насосная установка 100 содержит основание 104, стойку 106 станка-качалки и балансир 108. Насосная установка 100 также содержит двигатель 110, приводящий в действие ременную передачу 112 для вращения редуктора 114 и, в свою очередь, вращения кривошипа 116 и противовеса 118. Шатун 120 присоединен между кривошипом 116 и балансиром 108, так что при вращении кривошипа 116 движется шатун 120 и балансир 108. Поскольку балансир 108 поворачивается вокруг центра вращения и/или опоры 122 балансира, балансир 108 перемещает гитару 124 для возвратно-поступательного движения скважинного насоса 126 через подвеску 128, полированный шток 130, насосно-компрессорную колонну 132 и колонну 134 насосных штанг. Возвратно-поступательное движение насоса 126 приводит в движение поршень 136 насоса 126 внутри ствола 138 скважины насоса 126 для извлечения жидкости из окружающего пласта 140.
[0011] Для обеспечения того, что буровой шлам не будет негативно влиять на добычу и/или негативно влиять на перемещение поршня 136 относительно ствола 138 скважины, предусмотрен зазор и/или просвет между поршнем 136 и стволом 138 скважины. Данный зазор уменьшает объем текучей среды, производимый насосом 126 в течение каждого хода насосной установки 100.
[0012] Для точного определения добычи от насоса 126, насосная установка 100 содержит пример устройства и/или управляющего устройства 142 штангового насоса. В данном примере данные от насосной установки 100 и/или связанные с ней принимаются устройством 144 ввода/вывода (input/output, I/O)) устройства 142 и сохраняются в памяти 146, к которой имеет доступ процессор 148. Как описано ниже, процессор 148 может выполнять процессы для определения, например, примерного коэффициента пропорциональности утечки (например, в дюйм2/фунт-сила), объем текучей среды, протекающей через насос 126 (например, дюйм3) и/или чистое количество текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки 100 и/или данного периода времени.
[0013] Например, процессор 148 может определять объем текучей среды, протекающей через насос 126 между поршнем 136 и стволом 138 скважины, используя приведенное ниже уравнение 1, в котором величина LKG представляет объем текучей среды, протекающей через насос 126, величина CLKG представляет собой коэффициент пропорциональности утечки, и величина APC представляет собой площадь динамограммы насоса.
[0014] Уравнение 1: LKG = CLKG*APC
[0015] В данном примере, процессор 148 может определять коэффициент пропорциональности утечки, используя уравнение 2, где величина
Figure 00000001
представляет собой разность давлений по насосу 126 (например, разность давления на выходе насоса и давления на входе насоса), Pobserved представляет собой полную наблюдаемую добычу в течение ряда ходов насосной установки 100 (например, полную добычу в течение заданного периода времени), и
Figure 00000002
представляет собой сумму площадей динамограмм насоса. В некоторых примерах жидкость, добываемая из скважины, непосредственно измеряется в условиях сепаратора с использованием сепаратора 150 для испытания скважин.
[0016] Уравнение 2:
Figure 00000003
[0017] В данном примере процессор 148 может определить чистую добычу текучей среды за ход насоса,
Figure 00000004
,используя уравнение 3, где
Figure 00000005
представляет собой объем текучей среды, добываемой в течение хода, если утечки нет, что не имеет места в данном случае, поскольку зазор между поршнем 136 и стволом 138 скважины приводит к ненулевой утечке.
[0018] Уравнение 3:
Figure 00000006
[0019] В данном примере, поскольку
Figure 00000005
может быть представлено уравнением 4, уравнение 3 может быть записано, как установлено ниже в уравнении 5.
[0020] Уравнение 4:
Figure 00000007
[0021] Уравнение 5:
Figure 00000008
[0022] В данном примере, как установлено в уравнении 6 и на основании уравнения 5, общая наблюдаемая добыча в течение ряда ходов насосной установки 100,
Figure 00000009
, может быть связана с площадью динамограммы насоса,
Figure 00000002
, разностью давления по насосу 126,
Figure 00000001
, и коэффициентом пропорциональности утечки, CLKG.
[0023] Уравнение 6:
Figure 00000010
[0024] Как показано в уравнении 2, уравнение 6 может быть записано для нахождения решения коэффициента пропорциональности утечки,
Figure 00000011
.
[0025] На фиг. 2 показан пример поверхностной динамограммы 200, которая может быть создана в соответствии с принципами настоящего изобретения, с использованием данных, связанных с вертикальным перемещением полированного штока 130 в зависимости от времени, и данные, связанные с напряжением на полированном штоке 130 в зависимости от времени. В некоторых примерах поверхностная динамограмма 200 представляет собой сценарий, в котором скважинный насос 126 работает нормально с соответствующей жидкостью для нагнетания. Как показано на фиг. 2, х-ось 202 соответствует положению полированного штока 130, а y-ось 204 соответствует нагрузке на полированный шток 130.
[0026] Ссылочный номер 206 соответствует состоянию, когда полированный шток 130 начинает свое движение вверх, чтобы начать подъем столба жидкости. Между ссылочными номерами 206 и 208 показано увеличение напряжения на полированном штоке 130, когда полированный шток 130 вытягивается, и столб текучей среды поднимается. Ссылочный номер 208 соответствует состоянию, когда насосная установка 100 несет вес насосной штанги 134 и вес ускоряющегося столба текучей среды. Между ссылочными номерами 208 и 210, когда ход вверх продолжается, силовые волны достигают поверхности, что вызывает колебания нагрузки на полированном штоке 130. Ссылочный номер 210 соответствует состоянию, когда полированный шток 130 достигает максимального смещения вверх. Между ссылочными номерами 210 и 212, нагрузка текучей среды передается от насосной штанги 134 к насосно-компрессорной колонне 132, что вызывает уменьшение напряжения в полированном штоке 130. Ссылочный номер 212 соответствует состоянию, когда нагрузка, в основном, и/или полностью передается к насосно-компрессорной колонне 132. Между ссылочными номерами 212 и 206, когда ход вниз продолжается, силовые волны отражаются к поверхности, что вызывает неравномерную нагрузку на полированный шток 130 до тех пор, пока полированный шток 130 не достигает нижней точки, и начинает другой ход.
[0027] На фиг. 3 показан пример динамограммы 300 насоса, которая может быть создана в соответствии с принципами настоящего изобретения, с использованием данных, связанных с положением полированного штока 130 и нагрузкой на полированный шток 130. В некоторых примерах динамограмма 300 насоса создается с использованием данных, измеренных на поверхности. Как показано на фиг. 3, х-ось 302 соответствует положению скважинного насоса, а y-ось 304 соответствует нагрузке на скважинный насос.
[0028] В то время как пример варианта осуществления устройства 142 показан на фиг. 1, один или более элементов, процессов и/или устройств, показанных на фиг. 1, могут быть объединены, разделены, перегруппированы, опущены, исключены и/или реализованы другим способом. Кроме того, устройство 144 ввода/вывода, память 146, процессор 148 и/или, вообще, пример устройства 142 по фиг. 1 может быть реализован с помощью аппаратных средств, программного обеспечения, программно-аппаратного обеспечения и/или любого сочетания аппаратных средств, программного обеспечения, программно-аппаратного обеспечения.  Таким образом, например, любой элемент из устройства 144 ввода/вывода, памяти 146, процессора 148 и/или, вообще, пример устройства 142 по фиг. 1 может быть реализован с помощью одной или более аналоговой или цифровой схемы (схем), логических схем, программируемого процессора (процессоров), интегральной схемы (схем) специального назначения (application specific integrated circuit(s), ASIC(s)), программируемого логического устройства (устройств) (programmable logic device(s), PLD(s)) и/или программируемого пользователем логического устройства (устройств) (field programmable logic device(s), FPLD(s)). Реализация любых из пунктов формулы изобретения настоящего патента относительно устройства или системы в виде чисто программной и/или программно-аппаратной реализации предполагает, что по меньшей мере один из примеров устройства 144 ввода/вывода, памяти 146, процессора 148 и/или, в более общем смысле, пример устройства 142 по фиг. 1 явным образом включает в себя материальное компьютерное запоминающее устройство или запоминающий диск, такой как память, цифровой универсальный диск (digital versatile disk, DVD)), компакт-диск (compact disk, CD),) диск Blu-ray, и т. п., хранящий программное обеспечение и/или программно-аппаратное обеспечение.  Кроме того, пример устройства 142 по фиг. 1 может включать в себя один или больше элементов, процессов и/или устройств в дополнение к тем, или вместо тех, которые показаны на фиг. 1, и/или может включать в себя больше, чем один из любых или все из показанных элементов, процессов и устройств. В то время как на фиг. 1 изображена обычная штанговая насосная установка с кривошипным уравновешиванием, примеры, раскрытые в настоящем документе, могут быть реализованы в отношении любой другой насосной установки.
[0029] Структурная схема, представляющая пример способа реализации устройства 142 по фиг. 1, приведена на фиг. 4. В данном примере способ по фиг. 4 может быть реализован в виде машиночитаемых команд, которые содержат программу для выполнения процессором, таким как процессор 512, показанный в примере процессорной платформы 500, описанной ниже в связи с фиг. 5. Программа может быть реализована в программном обеспечении, сохраняемом на материальном машиночитаемом запоминающем носителе данных, таком как компакт-диск (CD-ROM), гибкий диск, накопитель на жестком диске, цифровой универсальный диск (DVD), диск Blu-ray, или память, связанная с процессором 512, но вся программа и/или часть ее может альтернативно выполняться с помощью устройства, иного, чем процессор 512, и/или реализоваться в программно-аппаратном обеспечении или выделенном аппаратном обеспечении. Кроме того, хотя примерная программа описана со ссылками на структурную схему, показанную на фиг. 4, альтернативно могут быть использованы многие другие способы реализации варианта устройства 142. Например, порядок выполнения этапов может быть изменен, и/или некоторые описанные этапы могут быть изменены, пропущены или скомбинированы.
[0030] Как упомянуто выше, пример способа по фиг. 4 может быть реализован с использованием кодированных команд (например, компьютерных и/или машиночитаемых команд), сохраняемых на материальном машиночитаемом носителе данных, таком как накопитель на жестком диске, флэш-память, постоянное запоминающее устройство (ROM), компакт-диск (CD), цифровой универсальный диск (DVD), кэш-память, оперативное запоминающее устройство (RAM) и/или любое другое запоминающее устройство или запоминающий диск, в котором данные сохраняются в течение любого времени (например, в течение длительных периодов времени, постоянно, для кратких примеров, для временной буферизации, и/или для кэширования данных).  Используемый в данном документе термин «материальный машиночитаемый носитель данных» четко определен, как включающий любой тип машиночитаемого носителя данных и/или запоминающего диска, и исключающий распространяющиеся сигналы и передающую среду. Используемые в данном документе термины «материальный читаемый компьютером носитель данных» и «материальный машиночитаемый носитель данных», используются как взаимозаменяемые. Дополнительно или альтернативно, примеры способа по фиг. 4 может быть реализован с использованием кодированных команд (например, компьютерных и/или машиночитаемых команд), сохраняемых на энергонезависимом компьютерном и/или машиночитаемом запоминающем носителе данных, таком как накопитель на жестком диске, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, компакт-диск, цифровой универсальный диск, кэш-память, оперативное запоминающее устройство и/или любое другое запоминающее устройство или запоминающий диск, в котором данные сохраняются в течение любого времени (например, в течение длительных периодов времени, постоянно, для кратких примеров, для временной буферизации, и/или для кэширования данных).  Используемый в данном документе термин «энергонезависимый машиночитаемый носитель данных» четко определен, чтобы включать любой тип машиночитаемого носителя данных и/или запоминающего диска, и чтобы исключать распространяющиеся сигналы, и исключать передающую среду. В данном контексте, использование фразы «по меньшей мере» в качестве переходного термина в преамбуле формулы изобретения означает открытый список, точно так же, как и термин «содержит» означает открытый список.
[0031] Способ по фиг. 4 начинается с определения разности давления по насосу 126 (этап 402). На этапе 404 начинается процесс непосредственного измерения добычи жидкости из скважины 102 в течение первого заданного периода времени и/или в течение первого заданного числа ходов (этап 404). Жидкость, добываемая из скважины 102, непосредственно измеряется в течение ряда ходов насосной установки 100 (этап 406). В некоторых примерах жидкость непосредственно измеряется в условиях сепаратора с использованием сепаратора 150 для испытания скважин. На этапе 408 процессор 148 определяет, завершила ли насосная установка 100 ход (этап 408). В некоторых примерах процессор 148 определяет, что насосная установка 100 завершает ход, на основе сигнала обратной связи, полученного от датчика, находящегося вблизи кривошипа 116. Если ход насосной установки 100 не завершен, способ продолжается для непосредственного измерения жидкости, добываемой из скважины 102 (этап 406).
[0032] Однако если насосная установка 100 завершила ход, процессор 148 вычисляет динамограмму насоса, основанную, например, на определенной поверхностной динамограмме (этап 410). Используя динамограмму насоса, процессор 148 определяет площадь динамограммы насоса (этап 412). На этапе 414 процессор 148 суммирует площадь динамограммы (динамограмм) насоса, определенную с момента начала заданного периода времени (этап 414). Затем процессор 148 определяет, истек ли период времени, и/или выполнено ли заданное число ходов насосной установки 100 (этап 416). Если первый заданный период времени не истек, и/или, если заданное число ходов не выполнено, должно продолжаться измерение жидкости, добываемой из скважины (этап 406).
[0033] Однако если первый заданный период времени истек, и/или, если заданное число ходов выполнено, определяется полное количество жидкости, добываемой в течение первого заданного периода времени (этап 418). На этапе 420 процессор 148 определяет коэффициент пропорциональности утечки (этап 420). В некоторых примерах примерный коэффициент пропорциональности утечки определяют, используя уравнение 2, на основании разности давлений по насосу 126, суммы площадей динамограмм насоса и величины первого полного количества жидкости, добываемой в течение первого заданного периода времени.
[0034] На этапе 422 в процессе нормальной работы и/или тогда, когда насосная установка 100 работает непрерывно, определяется и/или выводится добыча насосной установки 100 за второй заданный период времени (этап 422). Вторым заданным периодом времени может быть, например, день, неделя, месяц и т. п. Затем процессор 148 определяет, завершила ли насосная установка 100 ход (этап 424). Если ход насосной установки 100 не завершен, способ повторно определяет, завершен ли ход.
[0035] Однако если процессор 148 определяет, что насосная установка 100 завершила ход, процессор 148 вычисляет динамограмму насоса, используя, например, определенную поверхностную динамограмму (этап 426). Используя динамограмму насоса, процессор 148 определяет площадь динамограммы насоса (этап 428).
[0036] На этапе 430, процессор 148 выводит и/или определяет добычу за ход насосной установки 100 (этап 430). В некоторых примерах добычу за ход насосной установки 100 определяют, используя уравнение 5, на основании разности давления по насосу 126, площади динамограммы насоса и количества жидкости, добываемой в течение первого заданного периода времени.
[0037] На этапе 432 процессор 148 суммирует добычу за ход (ходы) с момента начала второго заданного периода времени (этап 432). Затем процессор 148 определяет, истек ли второй заданный период времени (этап 434). Если второй заданный период времени не истек, процессор 148 определяет, завершила ли ход насосная установка 100 (этап 424).
[0038] На фиг. 5 приведена блок-схема примера процессорной платформы 500, способной выполнять команды для осуществления способа по фиг. 4 и/или для осуществления устройства по фиг. 1. Процессорная платформа 500 может быть, например, сервером, персональным компьютером, мобильным устройством (например, сотовым телефоном, смартфоном, планшетом, таким как iPadTM), или любым другим типом вычислительного устройства.
[0039] Процессорная платформа 500 в показанном примере содержит процессор 512. Процессор 512 в показанном примере представляет собой аппаратное средство. Например, процессор 512 может быть реализован с помощью одной или более интегральных схем, логических схем, микропроцессоров или контроллеров любого желаемого семейства или производителя.
[0040] Процессор 512 в показанном примере содержит локальную память 513 (например, кэш-память). Процессор 512 в показанном примере поддерживает связь с основной памятью, содержащей энергозависимую память 514 и энергонезависимую память 516 с помощью шины 518. Энергозависимая память 514 может быть реализована с помощью синхронной динамической оперативной памяти (SDRAM), динамической памяти с произвольным доступом (DRAM), динамической оперативной памяти RAMBUS (RDRAM) и/или с помощью любого другого типа оперативного запоминающего устройства. Энергонезависимая память 516 может быть реализована с помощью флеш-памяти и/или любого другого типа запоминающего устройства. Доступ к основной памяти 514, 516 контролируется с помощью контроллера памяти.
[0041] Процессорная платформа 500 показанного примера также содержит схему 520 интерфейса. Схема 520 интерфейса может быть реализована с помощью любого типа стандартного интерфейса, например, интерфейса Ethernet, универсальной последовательной шины (USB), и/или интерфейса PCI express.
[0042] В показанном примере одно или более устройств ввода 522 соединено со схемой интерфейса 520. Устройство (устройства) 522 ввода позволяет пользователю вводить данные и команды в процессор 512. Устройство (устройства) ввода могут быть реализованы, например, с помощью аудиосенсора, микрофона, клавиатуры, кнопки, мыши, сенсорного экрана, сенсорной площадки, шарового манипулятора, светового пера и/или системы распознавания речи.
[0043] Одно или больше устройств 524 вывода также соединено со схемой интерфейса 520 показанного примера. Устройства вывода 524 могут быть реализованы, например, с помощью устройств отображения (например, светоизлучающего диода (LED), органического светоизлучающего диода (OLED), жидкокристаллического дисплея, дисплея с электронно-лучевой трубкой (CRT), сенсорного экрана, сенсорного устройства вывода, светоизлучающего диода (LED), принтера и/или динамиков). По этой причине схема 520 интерфейса, как правило, содержит карту графического драйвера.
[0044] Схема интерфейса 520 в показанном примере также содержит устройство связи, такое как передатчик, приемник, приемопередатчик, модем и/или сетевая интерфейсная плата для осуществления обмена данными с внешними компьютерами (например, вычислительными устройствами любого вида) через сеть 526 (например, Ethernet-соединение, цифровую абонентскую линию связи (DSL), телефонную линию, коаксиальный кабель, систему сотовой телефонной связи, и др).
[0045] Процессорная платформа 500 в показанном примере также содержит одно или несколько запоминающих устройств 528 для хранения программ и/или данных. Примеры таких запоминающих устройств 528 содержат накопители на гибких дисках, накопители на жестких дисках, накопители на компакт-дисках, накопители на дисках Blu-ray, системы RAID и накопители на универсальных цифровых дисках (DVD).
[0046] Кодированные команды для осуществления способа по фиг. 4 могут храниться в запоминающем устройстве 528, в энергозависимой памяти 514, в энергонезависимой памяти 516 и/или на съемном материальном машиночитаемом носителе информации таком как CD или DVD.
[0047] Из вышеизложенного будет понятно, что раскрытые выше способы, устройства и изделия, относятся к определению добычи скважинного возвратно-поступательного насоса, путем, например, связывания работы, выполняемой насосной установкой на колонне насосных штанг, с работой, используемой для подъема одной единицы объема текучей среды из скважины. Используя эту связь, работа, выполняемая насосной установкой в течение единичного хода насосной установки, может быть использована для оценки количества текучей среды, добываемой в течение хода. Расчетная добыча за каждый ход может быть суммирована за период времени (например, ежечасно, ежедневно, ежемесячно, и т. п.) для выведения, оценки и/или определения расчетной добычи для насосной установки.
[0048] По меньшей мере в некоторых примерах управляющее устройство штангового насоса не вычисляет динамограмму скважинного насоса. Следовательно, раскрытые в настоящем документе примеры могут быть включены в компьютерную платформу от средней до низкой вычислительной мощности. При использовании раскрытых здесь примеров нет необходимости анализировать динамограмму скважинного насоса для определения чистого хода жидкости, нагрузки на текучую среду или других подобных параметров из динамограммы скважины. По меньшей мере в некоторых примерах испытания на утечку не выполнялись, поскольку коэффициент пропорциональности утечки определялся с использованием вычислений, связанных с испытаниями скважины. Раскрытые здесь примеры могут быть реализованы в полевом контроллере.
[0049] Как изложено в настоящем документе, способ включает в себя измерение количества жидкости, добываемой из скважины с помощью насосной установки, в течение заданного периода времени и определение первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени. Способ также включает в себя суммирование первых площадей и определение, на основании количества добываемой жидкости и суммированных первых площадей, коэффициента пропорциональности утечки скважинного насоса в насосной установке.
[0050] В некоторых примерах способ также включает в себя определение второй площади второй динамограммы насоса во время непрерывной работы насосной установки. В некоторых примерах способ также включает в себя определение чистого количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади. В некоторых примерах измерение количества добываемой жидкости включает в себя измерение жидкости, добываемой в условиях сепаратора с использованием сепаратора для испытания скважин.
[0051] В некоторых примерах определение первой площади первой динамограммы насоса в течение заданного периода времени включает в себя использование управляющего устройства штангового насоса для определения первых площадей. В некоторых примерах способ также включает в себя определение вторых площадей вторых динамограмм насоса во время непрерывной работы насосной установки в течение второго заданного периода времени. В некоторых примерах способ также включает в себя определение чистого количества текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности и вторых площадей. В некоторых примерах коэффициент пропорциональности утечки определяют, дополнительно, на основании разности давления по скважинному насосу в насосной установке.
[0052] Пример устройства содержит корпус для использования с насосной установкой и процессор, расположенный в корпусе. Процессор служит для определения первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени, суммы первых площадей и определения коэффициента пропорциональности утечки скважинного насоса на основании количества жидкости, добываемой скважинным насосом насосной установки в течение заданного периода времени из скважины, и суммированных первых площадей.
[0053] В некоторых примерах процессор служит для определения второй площади второй динамограммы насоса во время непрерывной работы насосной установки. В некоторых примерах процессор служит для определения чистого количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади. В некоторых примерах устройство содержит управляющее устройство штангового насоса. В некоторых примерах процессор служит для определения вторых площадей вторых динамограмм насоса во время непрерывной работы насосной установки в течение второго заданного периода времени. В некоторых примерах процессор служит для определения чистого количества текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности и вторых площадей. В некоторых примерах процессор служит для определения коэффициента пропорциональности утечки, дополнительно, на основании разности давлений по скважинному насосу в насосной установке.
[0054] Несмотря на то, что в данном документе описаны определенные примеры способов, устройств и готовых изделий, объем защиты данного патента ими не ограничивается. Напротив, настоящий патент охватывает все способы, устройства и изделия, объективно подпадающие под объем охраны, определяемый формулой настоящего изобретения.

Claims (23)

1. Способ определения производительности скважинных насосов, включающий в себя:
измерение количества жидкости, добываемой из скважины с помощью насосной установки в течение заданного периода времени;
определение первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени;
суммирование первых площадей;
определение коэффициента пропорциональности утечки скважинного насоса в насосной установке на основании количества добываемой жидкости и суммированных первых площадей;
определение вторых площадей вторых динамограмм насоса во время непрерывной работы насосной установки в течение второго заданного периода времени; и
определение чистого количества текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности утечки и вторых площадей.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя определение второй площади второй динамограммы насоса во время непрерывной работы насосной установки.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий в себя определение чистого количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором измерение количества добываемой жидкости включает в себя измерение жидкости, добываемой в условиях сепаратора с использованием сепаратора для испытания скважин.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором определение первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени включает в себя использование управляющего устройства штангового насоса для определения первых площадей.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором коэффициент пропорциональности утечки определяют дополнительно на основании разности давлений по скважинному насосу в насосной установке.
7. Устройство для определения производительности скважинных насосов, содержащее:
корпус для использования с насосной установкой и
процессор, расположенный в корпусе и выполненный с возможностью:
определения первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени;
суммирования первых площадей;
определения коэффициента пропорциональности утечки скважинного насоса на основании количества жидкости, добываемой скважинным насосом насосной установки в течение заданного периода времени, и суммированных первых площадей;
при этом процессор выполнен с возможностью определения вторых площадей вторых динамограмм насоса во время непрерывной работы насосной установки в течение второго заданного периода времени и с возможностью определения чистого количества текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности утечки и вторых площадей.
8. Устройство по п. 7, в котором процессор выполнен с возможностью определения второй площади второй динамограммы насоса.
9. Устройство по п. 8, в котором процессор выполнен с возможностью определения чистого количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
10. Устройство по любому из пп. 7-9, содержащее управляющее устройство штангового насоса.
11. Устройство по любому из пп. 7-10, в котором процессор выполнен с возможностью определения коэффициента пропорциональности утечки дополнительно на основании разности давлений по скважинному насосу.
RU2016139143A 2014-03-25 2015-04-01 Способ и устройство для определения производительности скважинных насосов RU2685006C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/225,105 US20150275650A1 (en) 2014-03-25 2014-03-25 Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
US14/225,105 2014-03-25
PCT/US2015/023763 WO2015149083A1 (en) 2014-03-25 2015-04-01 Method and apparatus to determine production of downhole pumps

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016139143A RU2016139143A (ru) 2018-04-27
RU2016139143A3 RU2016139143A3 (ru) 2018-10-10
RU2685006C2 true RU2685006C2 (ru) 2019-04-16

Family

ID=53268861

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016139143A RU2685006C2 (ru) 2014-03-25 2015-04-01 Способ и устройство для определения производительности скважинных насосов

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20150275650A1 (ru)
EP (1) EP3129655B1 (ru)
JP (1) JP6616396B2 (ru)
CN (1) CN104948436B (ru)
AR (1) AR099819A1 (ru)
AU (1) AU2015237135B2 (ru)
BR (1) BR112016022010A2 (ru)
CA (1) CA2943266C (ru)
RU (1) RU2685006C2 (ru)
WO (1) WO2015149083A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2763102C1 (ru) * 2021-04-16 2021-12-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Способ автоматического определения причины неполадки работы глубинно-насосного оборудования добывающей скважины на основе машинного обучения

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10352149B2 (en) 2014-03-25 2019-07-16 Bristol, Inc. Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
CN206757617U (zh) * 2015-06-29 2017-12-15 布里斯托公司商用名远程自动化解决方案 用于确定井下泵的产量的装置及有形机器可读储存设备
EP3332083A4 (en) * 2015-10-29 2018-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Mud pump stroke detection using distributed acoustic sensing
CN109869137B (zh) * 2017-12-05 2021-06-15 中国科学院沈阳自动化研究所 一种基于流量计和示功图的抽油井定产模式控制方法
CN108843299B (zh) * 2018-06-04 2020-06-19 西安交通大学 一种柱塞气举过程气液密封性能的动态监测方法
CN109653999B (zh) * 2018-12-20 2020-03-31 武汉海王科技有限公司 一种井下直线电机抽油泵自适应冲次调节方法
CN112524004B (zh) * 2020-11-28 2022-05-06 武汉第二船舶设计研究所(中国船舶重工集团公司第七一九研究所) 一种潜油电机往复泵及其基于自感知的智能决策方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1048167A1 (ru) * 1980-12-29 1983-10-15 Safarov Murat R Устройство дл автоматического диагностировани состо ни скважинной штанговой насосной установки
RU2097553C1 (ru) * 1996-06-25 1997-11-27 Василий Иванович Федотов Устройство для контроля технического состояния штанговых глубинных насосов
US7212923B2 (en) * 2005-01-05 2007-05-01 Lufkin Industries, Inc. Inferred production rates of a rod pumped well from surface and pump card information
WO2010051270A1 (en) * 2008-10-31 2010-05-06 Lufkin Industries, Inc. Apparatus for analysis and control of a reciprocating pump system by determination of a pump card
US20130024138A1 (en) * 2011-07-20 2013-01-24 Lufkin Industries, Inc. Methods for measuring leakage rate and inferring production rate of an oilfield downhole pump

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4727489A (en) * 1986-08-11 1988-02-23 Texaco Inc. Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well
US5823262A (en) * 1996-04-10 1998-10-20 Micro Motion, Inc. Coriolis pump-off controller
BRPI0517226B1 (pt) * 2004-11-01 2017-01-24 Shell Int Research método para determinar correntes de fluido de multi-fases, e, sistema para monitorar uma corrente de fluido de multi-fases
CN101566057A (zh) * 2009-05-26 2009-10-28 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技术研究院 深井注气增压机械采油方法及装置
CN102011576B (zh) * 2010-11-24 2013-09-25 河海大学 基于示功图的有杆抽油系统故障递阶诊断方法
EP2776715B1 (en) * 2011-11-08 2020-01-22 Lufkin Industries, LLC Low profile rod pumping unit with pneumatic counterbalance for the active control of the rod string

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1048167A1 (ru) * 1980-12-29 1983-10-15 Safarov Murat R Устройство дл автоматического диагностировани состо ни скважинной штанговой насосной установки
RU2097553C1 (ru) * 1996-06-25 1997-11-27 Василий Иванович Федотов Устройство для контроля технического состояния штанговых глубинных насосов
US7212923B2 (en) * 2005-01-05 2007-05-01 Lufkin Industries, Inc. Inferred production rates of a rod pumped well from surface and pump card information
WO2010051270A1 (en) * 2008-10-31 2010-05-06 Lufkin Industries, Inc. Apparatus for analysis and control of a reciprocating pump system by determination of a pump card
US20130024138A1 (en) * 2011-07-20 2013-01-24 Lufkin Industries, Inc. Methods for measuring leakage rate and inferring production rate of an oilfield downhole pump

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
АЛИЕВ Т.М. и др. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок, Москва, Недра, 1988, с. 222-228. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2763102C1 (ru) * 2021-04-16 2021-12-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Способ автоматического определения причины неполадки работы глубинно-насосного оборудования добывающей скважины на основе машинного обучения

Also Published As

Publication number Publication date
EP3129655B1 (en) 2021-11-10
BR112016022010A2 (pt) 2021-09-28
CN104948436A (zh) 2015-09-30
JP2018502240A (ja) 2018-01-25
CA2943266A1 (en) 2015-10-01
AR099819A1 (es) 2016-08-17
WO2015149083A1 (en) 2015-10-01
EP3129655A1 (en) 2017-02-15
AU2015237135B2 (en) 2018-08-23
JP6616396B2 (ja) 2019-12-04
CA2943266C (en) 2022-08-09
AU2015237135A1 (en) 2016-10-06
RU2016139143A (ru) 2018-04-27
RU2016139143A3 (ru) 2018-10-10
US20150275650A1 (en) 2015-10-01
CN104948436B (zh) 2018-11-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2685006C2 (ru) Способ и устройство для определения производительности скважинных насосов
RU2695243C2 (ru) Способ и устройство для определения параметров насосной установки для использования в скважинах
RU2726697C2 (ru) Способы и устройство для определения объема добычи скважинных насосов
RU2682289C2 (ru) Способ и устройство калибровки контроллеров штанговых насосов для использования в скважинах
US10094371B2 (en) Methods and apparatus to determine operating parameters of a pumping unit for use with wells
US10352149B2 (en) Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
RU2740085C2 (ru) Способы и устройство для калибровки контроллеров штанговых глубинных насосов
RU127125U1 (ru) Установка для оценки объемного дебита продукции объекта разработки при наличии динамического уровня жидкости в скважине
CA3006208C (en) Methods and apparatus to calibrate rod pump controllers
CN113496066A (zh) 抽油泵漏失量分析方法及装置