RU2700426C2 - Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени - Google Patents
Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени Download PDFInfo
- Publication number
- RU2700426C2 RU2700426C2 RU2017133141A RU2017133141A RU2700426C2 RU 2700426 C2 RU2700426 C2 RU 2700426C2 RU 2017133141 A RU2017133141 A RU 2017133141A RU 2017133141 A RU2017133141 A RU 2017133141A RU 2700426 C2 RU2700426 C2 RU 2700426C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- receiver
- wireless
- control unit
- signal
- pumping system
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 9
- 238000010897 surface acoustic wave method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- 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
-
- 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
- E21B47/009—Monitoring of walking-beam pump systems
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
- F04D15/0088—Testing machines
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для насосной системы в скважине. Система включает двигательный узел, насос, приводимый в движение двигательным узлом, а также один или более датчиков, сконфигурированных для измерения рабочего параметра в насосной системе и для выдачи сигнала, являющегося представлением измеренного параметра. Насосная система включает также беспроводную телеметрическую систему, которая сконфигурирована для передачи данных, являющихся представлением измеренного параметра, из насосной системы на поверхность. Один или более датчиков могут включать акустически активные датчики, работа которых основана на принципах распространения поверхностных акустических волн. Система также включает модуль массива датчиков, который накапливает данные, собранные при помощи одного или более датчиков. Кроме того, система содержит передатчик, функционально связанный с модулем массива датчиков, и приемник, подключенный над насосным узлом. При этом передатчик сконфигурирован для передачи первичного беспроводного информационного сигнала в приемник. Первичный информационный сигнал включает данные, являющиеся представлением измеряемого параметра из насосной системы. Причем беспроводная телеметрическая система включает также блок управления, расположенный на поверхности. Упомянутый приемник сконфигурирован для передачи вторичного беспроводного информационного сигнала в блок управления. Также раскрыты варианты способа контроля физических параметров насосной системы. Технический результат заключается в повышении эффективности насосной системы. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Область техники
[001] Настоящее изобретение относится, в общем, к области погружных электрических насосных систем, а именно, без ограничения перечисленным, к погружной насосной системе, которая включает систему и способ активного контроля состояния в реальном времени с применением бортовой регистрации параметров и беспроводной телеметрии.
Предпосылки создания изобретения
[002] Погружные электрические насосные установки часто устанавливают в скважинах для подъема нефтесодержащего флюида из подземных месторождений. Как правило, погружные электрические насосные системы содержат несколько различных компонентов, включая один или более заполняемых флюидом электрических двигателей, подключенных к одному или более высокопроизводительным насосам, расположенным над двигателем. Во многих случаях внутрискважинные компоненты и инструменты подвергаются воздействию высоких температур и коррозионной среды, что часто приводит к отказам компонентов. Внутрискважинные датчики необходимы для получения достоверных данных о физических, температурных и химических свойствах компонентов, а также об условиях внутри скважины.
[003] Существующие внутрискважинные датчики, которые применяют для передачи данных о внутрискважинных компонентах и характеристиках скважины, требуют подключения при помощи кабелей и разъемов, связывающих их с различными компонентами. Как правило, такие датчики не способны предоставлять информацию о состоянии компонентов во время работы погружных насосных систем, а попытки измерить характеристики внутри скважины при функционировании системы часто приводят к ошибкам из-за того, что измерения являются опосредованными. Также датчики зачастую размещают в крупногабаритном, громоздком оборудовании, которое основано на интрузивных методах измерений внутрискважинных характеристик. Например, горизонтальное смещение оси двигателя погружного электрического насоса часто контролируют при помощи введения, через статор двигателя, датчика положения некоторого типа.
[004] Соответственно, существует потребность в усовершенствованной беспроводной системе контроля, которая способна обеспечить более точный контроль состояния внутрискважинных компонентов в реальном времени во время работы погружной насосной системы. Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения имеют целью решить эту, а также и другие задачи.
Сущность изобретения
[005] В одном из предпочтительных вариантов своего осуществления настоящее изобретение включает насосную систему для применения в подземной скважине под поверхностью земли. Насосная система включает двигательный узел, насос, приводимый в движение двигательным узлом, а также один или более датчиков, сконфигурированных для измерения рабочего параметра в насосной системе и для выдачи сигнала, являющегося представлением измеренного параметра. Насосная система включает также беспроводную телеметрическую систему, которая сконфигурирована для передачи данных, являющихся представлением измеренного параметра, из насосной системы на поверхность.
[006] В еще одном из аспектов предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения включают способ контроля физических параметров в насосной системе, развернутой внутри скважины. Способ включает шаги обеспечения наличия акустически активного датчика в насосной системе, обеспечения наличия устройства опроса, имеющего беспроводную связь с акустически активным датчиком, и обеспечения наличия блока управления, имеющего связь с устройством опроса. Выполнение способа продолжают шагами передачи излучаемого беспроводного сигнала из устройства опроса, приема излучаемого беспроводного сигнала в акустически активном датчике и отражения отраженного беспроводного сигнала от акустически активного датчика, при этом отраженный беспроводной сигнал испытывает влияние физического параметра, воздействующего на акустически активный датчик. Способ завершают шагами приема отраженного беспроводного сигнала с помощью устройства опроса и интерпретации различий между излучаемым беспроводным сигналом и отраженным беспроводным сигналом как результата измерения физического параметра, воздействующего на акустически активный датчик.
[007] В еще одном из аспектов предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения включают способ контроля физических параметров насосной системы, развернутой внутри скважины под поверхностью земли, из блока управления, расположенного на поверхности. Способ включает шаги обеспечения наличия датчика в насосной системе, измерения параметра в насосной системе с использованием датчика, обеспечение наличия передатчика, функционально связанного с датчиком, и обеспечения наличия приемника, расположенного на расстоянии от передатчика в насосной системе. Способ продолжают выполнять шагом передачи первичного беспроводного информационного сигнала из передатчика в приемник, при этом первичный информационный сигнал является представлением упомянутого измеренного параметра. Способ завершают шагом передачи вторичного информационного сигнала в блок управления на поверхности из приемника, при этом вторичный сигнал является представлением упомянутого измеренного параметра.
Краткое описание чертежей
[008] Фиг. 1 представляет собой иллюстрацию насосной системы, сконструированной в соответствии с первым предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения.
[009] Фиг. 2 представляет собой иллюстрацию акустически активных датчиков насосной системы 100 на фиг.1.
[010] Фиг. 3 представляет собой вид в частичном разрезе двигательного узла, показанного на фиг.1 с акустически активными датчиками.
[011] Фиг. 4 представляет собой иллюстрацию насосной системы с системой беспроводной телеметрии, сконструированной в соответствии со вторым предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения.
[012] Фиг. 5 представляет собой иллюстрацию насосной системы с системой беспроводной телеметрии, сконструированной в соответствии с третьим предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения
[013] В соответствии с одним из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения на фиг. 1 показан вид, в вертикальном разрезе, насосной системы 100, соединенной с подъемной колонной 102. Насосная система 100 и подъемная колонна 102 размещены в стволе 104 скважины, пробуренной с целью подъема флюида, например, воды или нефтепродуктов. В настоящем документе под термином «нефтепродукты» в широком смысле понимают любые минеральные углеводороды, например, сырую нефть, газ, а также смеси нефти и газа. Подъемная колонна 102 соединяет насосную систему 100 с устьем 106 скважины, расположенным на поверхности. Основное назначение насосной системы 100 - перекачка нефтепродуктов, однако нужно понимать, что настоящее изобретение может применяться для перемещения любых других текучих сред. Все компоненты насосной системы описаны как имеющие погружное применение, однако нужно также понимать, что некоторые из них, или все эти компоненты, могут также применяться в работе поверхностных насосных систем.
[014] Насосная система 100, предпочтительно, включает некоторую комбинацию из насосного узла 108, двигательного узла 110, гидрозащиты 112, модуля массива 114 датчиков и беспроводной телеметрической системы 116. Двигательный узел 110, предпочтительно, представляет собой электродвигатель, который получает электропитание от установленного на поверхности частотно-регулируемого преобразователя 118 по кабелю 120 электропитания. Гидрозащита 112 охраняет двигательный узел 110 от механических толчков, создаваемых насосным узлом 108, и обеспечивает циркуляцию двигательной смазки при работе узла. Гидрозащита 112 также изолирует двигательный узел 110 от скважинных флюидов, проходящих через насосный узел 108. Модуль 114 массива датчиков, предпочтительно, размещен под двигательным узлом 110 и сконфигурирован для измерения и оценки набора параметров, как внутренних, так и внешних по отношению к двигательному узлу 110. Эти параметры, например, могут включать: температуру в стволе скважины, статическое давление в стволе скважины, газосодержание нефти, внутреннюю рабочую температуру, вибрацию, радиацию, проводимость обмотки двигателя, сопротивление обмотки двигателя и рабочую частоту вращения двигателя. Нужно понимать, что модуль 114 массива датчиков может быть также соединен с датчиками, размещенными в других точках насосной системы 100. К примеру, модуль 114 массива датчиков может быть соединен с датчиками в гидрозащите 112 и насосе 108 для контроля давления впуска и выпуска, а также внутренних рабочих температур.
[015] Беспроводная телеметрическая система 116 представляет собой систему связи для передачи и приема информации между насосной системой 100 и поверхностным оборудованием при помощи акустической, радиоволновой или иной беспроводной передачи телеметрического сигнала. В первом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, беспроводная телеметрическая система 116 включает установленный на поверхности блок 122 управления, устройство 124 опроса и один или более акустически активных датчиков 126. Блок 122 управления, предпочтительно, включает бортовой компьютер, который управляет работой беспроводной телеметрической системы 116, хранит информацию, полученную при помощи беспроводной телеметрической системы 116, и предоставляет информацию в частотно-регулируемый преобразователь 118, а также другие, расположенные ниже по потоку, компьютерные системы и интерфейсы операторов.
[016] В ответ на командный сигнал 128 из блока 122 управления устройство 124 опроса формирует излучаемую акустическую волну 130. Излучаемую акустическую волну 130 принимают при помощи акустически активных датчиков 126. В ответ на излучаемую акустическую волну 130 акустические активные датчики 126 формируют отраженную акустическую волну 132, которую принимают при помощи устройства 124 опроса. Если специально не оговорено обратное, под термином «отражение» в настоящем документе понимают, в широком смысле, волны, которые получены, непосредственно или косвенно, в качестве реакции на излучаемую акустическую волну 130, включая как чисто отраженные волны, так и волны, которые передают, усиливают или иным образом преобразуют на основе излучаемой акустической волны 130. Различия между излучаемой акустической волной 130 и отраженной акустической волной 132 представляют собой информацию об измерении, снятом при помощи акустически активного датчика. Устройство 124 опроса может быть сконфигурировано для интерпретации отраженной акустической волны 132 и для предоставления результата интерпретации в блок 122 управления или просто для ретрансляции отраженной акустической волны 132 в блок 122 управления с целью интерпретации. Нужно понимать, что устройство 124 опроса может быть установлено в стволе 104 скважины, в насосной системе 100 или на поверхности. Нужно также понимать, что командный сигнал 128 может передаваться в устройство 124 опроса из блока 122 управления при помощи проводной или беспроводной связи.
[017] В соответствии с иллюстрацией фиг. 1 сигнал между акустически активным датчиком 126 и устройством 124 опроса проходит через ствол 104 скважины или через расположенное вокруг него месторождение. В одном из альтернативных предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения сигнальное соединение между акустически активным датчиком 126 и устройством 124 опроса может быть сконфигурировано для прохождения через насосную систему 100 и подъемную колонну 102 за счет регулирования частоты, длины волны, энергии и других характеристик акустического сигнала. Несигнальный шум, создаваемый другими компонентами в насосной системе 100, может быть отфильтрован в устройстве 124 опроса или в блоке 122 управления на поверхности.
[018] Обратимся к фиг. 2 и 3, на которых показан наиболее предпочтительный вариант осуществления акустически активного датчика 126 и изображение двигательного узла 110 в поперечном разрезе. Акустически активный датчик 126, предпочтительно, является датчиком на поверхностных акустических волнах (surface acoustic wave, SAW), который имеет в своем составе входной преобразователь 134, линию 136 задержки и выходной преобразователь 138. Каждый акустически активный датчик 126 представляет собой микроэлектромеханическую систему, которая основана на модуляции поверхностных акустических волн для регистрации и измерения таких физических параметров, как температура, механическое напряжение и деформация, ультрафиолетовое облучение, ток, магнитные поля и напряжение. Входной преобразователь 134 принимает излучаемую акустическую волну 130 и направляет волновую энергию по линии 136 задержки. При прохождении акустической волны по линии 136 задержки измеряемый параметр (например, температура, деформация, радиация, ток, магнитные свойства или электрическое напряжение) влияют на распространение волны. Затем модифицированная акустическая волна поступает на выходной преобразователь 138, который передает отраженную акустическую волну 132 обратно в опросное устройство 124. Влияние измеряемого параметра на распространение преобразованной волны через линию 136 задержки может интерпретироваться как измерение исходного физического параметра. В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения применяют излучаемую акустическую волну 130 и отраженную акустическую волну 132, однако нужно понимать, что в альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения акустические активные датчики 126 могут быть сконфигурированы для приема и передачи волн электромагнитного излучения. Такие волны электромагнитного излучения могут включать, например, радиочастотное и микроволновое излучение.
[019] На фиг. 3 проиллюстрировано расположение акустически активных датчиков 126 в двигательном узле 110. Двигательный узел 110, предпочтительно, включает корпус 140, статор 142, ротор 144 и вал 146. Вследствие протекания многофазного переменного электрического тока через обмотки статора 142 ротор 144 и вал 146 вращаются согласно общеизвестным законам электродвижущей силы.
[020] В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения акустически активный датчик 126а размещают на валу 146 таким образом, чтобы линия 136 задержки обеспечивала измерение механического напряжения на валу 122. Акустически активный датчик 126b закреплен на роторе 144 и сконфигурирован для измерения межпластинной проводимости в роторе 144. Акустически активный датчик 126 с установлен на корпусе 140 и сконфигурирован для измерения внешней температуры в стволе 104 шахты в окрестности двигателя 110. Акустически активный датчик 126d закреплен на статоре 142 и сконфигурирован для измерения электрического тока между обмотками. Акустически активный датчик 126е закреплен в основании двигателя 110 и сконфигурирован для измерения температуры смазки двигателя, циркулирующей через двигатель 110. Акустически активный датчик 126f закреплен на статоре 142 и сконфигурирован для измерения вибрации в двигательном узле 110. Нужно понимать, что двигательный узел 110 может включать дополнительные акустические активные датчики 126 в альтернативных местоположениях и в конфигурациях, предназначенных для оценки дополнительных физических параметров. Также при этом акустические активные датчики 126 могут быть установлены в стволе 104 скважины, в подъемной колонне 102 или в поверхностном оборудовании, а также в других компонентах насосной системы 100.
[021] Устройство 124 опроса, предпочтительно, опрашивает акустические активные датчики 126 с высокой частотой. В первом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения в устройстве 124 опроса для различения переданных сигналов и сигналов, принятых от отдельных акустически активных датчиков 126, применяют протоколы связи с разделением сигналов по частоте. В первом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения в устройстве 124 опроса для различения переданных сигналов и сигналов, принятых от отдельных акустически активных датчиков 126, применяют протоколы связи с разделением сигналов по времени. Устройство 124 может быть сконфигурировано для опроса множества активных акустических датчиков 126 одновременно, или несколько устройств 124 опроса могут применяться совместно для связи с множеством активных акустических датчиков 126.
[022] Применение активных акустических датчиков 126 и удаленного устройства 124 опроса позволяет получить усовершенствованную систему контроля, которая является неинтрузивной и обеспечивает контроль компонентов в насосной системе 100 и в стволе 104 скважины с высокой частотой и в реальном времени.
[023] Обратимся к фиг. 4, на которой проиллюстрирован альтернативный предпочтительный вариант осуществления насосной системы 100, в котором беспроводная телеметрическая система 116 включает передатчик 142, приемник 150, а также один или более повторителей 152. Передатчик 148 функционально связан с модулем 114 массива датчиков. Данные, собранные датчиками в насосной системе 100, накапливают в модуле 114 массива датчиков и пересылают в передатчик 148. Передатчик 142 преобразует данные измерений в первичный информационный сигнал 154, который передают в приемник 150. В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения приемник 150 расположен на вершине насосной системы 100 или вблизи нее. Приемник 150 преобразует первичный информационный сигнал 154 во вторичный информационный сигнал 156, который приемник 150 передает в блок управления 122 на поверхности напрямую или опосредованно, через один или более повторителей 152. Наземный блок 122 управления интерпретирует вторичный информационный сигнал 156 и предоставляет, в частотно-управляемый преобразователь 118 или оператору, информацию об измерениях, снятых в стволе 104 скважине и насосной системе 100.
[024] В соответствии с иллюстрацией фиг. 4 сигнал между передатчиком 148 и приемником 150 проходит через ствол 104 скважины или через расположенное вокруг него месторождение. В одном из альтернативных предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения сигнальное соединение между передатчиком 148 и приемником 150 может быть сконфигурировано для прохождения через насосную систему 100 и подъемную колонну 102 путем регулирования частоты, длины волны, энергии и других характеристик акустического сигнала. Несигнальный шум, создаваемый другими компонентами в насосной системе 100, может быть отфильтрован в устройстве 124 опроса или в блоке 122 управления на поверхности.
[025] В наиболее предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения передатчик 148, приемник 150 и повторители 152 сконфигурированы для передачи и приема радиосигналов, при этом первичный и вторичный информационные сигналы 154, 156 являются радиосигналами. В альтернативном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения передатчик 148, приемник 150 и повторители 152 сконфигурированы для передачи и приема акустических сигналов, при этом первичный и вторичный информационные сигналы 154, 156 являются акустическими сигналами. В еще одном из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения первичный информационный сигнал 154 является акустическим сигналом, а вторичный информационный сигнал 156 - радиосигналом. В еще одном из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения первичный информационный сигнал 154 является радиосигналом, и вторичный информационный сигнал 156 также является радиосигналом.
[026] Обратимся к фиг. 5, где проиллюстрирован еще один предпочтительный вариант осуществления насосной системы 100 и беспроводной телеметрической системы 116. В варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на фиг. 5, передатчик 148 передает первичный информационный сигнал 154, который является представлением данных, собранных насосной системой 100, в приемник 150. Приемник 150, предпочтительно, расположен над насосной системой 100 в стволе 104 скважины. Приемник 150 преобразует первичный информационный сигнал 154 во вторичный информационный сигнал 158, который передают в наземный блок 122 управления по информационному кабелю 160. Таким образом, в альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на фиг. 5, беспроводная телеметрическая система 116 передает первичный информационный сигнал 154 около насосной системы 100, а вторичный информационный сигнал 158 передают на поверхность по проводному соединению. Такой вариант осуществления настоящего изобретения обладает преимуществом, поскольку исключает необходимость прокладки информационных кабелей в ограниченном пространстве между стволом 104 скважины и насосной системой 100, однако в нем применяют также проводной информационный кабель 160, ведущий к приемнику 150. В некоторых применениях применение проводного информационного кабеля 160 может быть экономически более целесообразным, чем использование множества повторителей 150, распределенных по стволу 104 скважины.
[027] В соответствии с иллюстрацией фиг. 5, сигнал между передатчиком 148 и приемником 150 проходит через ствол 104 скважины или через расположенное вокруг него месторождение. В одном из альтернативных предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения сигнальное соединение между передатчиком 148 и приемником 150 может быть сконфигурировано для прохождения через насосную систему 100 и подъемную колонну 102 за счет регулирования частоты, длины волны, энергии и других характеристик акустического сигнала. Несигнальный шум, создаваемый другими компонентами в насосной системе 100, может быть отфильтрован в устройстве 124 опроса или в блоке 122 управления на поверхности.
[028] В приведенном выше описании были приведены множество различных характеристик и преимуществ различных вариантов осуществления настоящего изобретения, однако нужно понимать, что это описание, вместе с подробным описанием структуры и функций различных вариантов осуществления изобретения, являются исключительно иллюстративными, и соответственно, различные детали могут быть изменены. В особенности это касается структуры и взаимного расположения частей, описанных терминами, приведенными в формуле настоящего изобретения, которые следует трактовать в их широком и общеупотребительном значении. Специалисты в данной области техники должны понимать, что замысел настоящего изобретения, в пределах его сущности и объема, может быть применен и в других системах.
Claims (51)
1. Насосная система для применения в подземном стволе скважины ниже поверхности, включающая:
двигательный узел;
насос, приводимый в движение двигательным узлом;
один или более датчиков, сконфигурированных для измерения рабочего параметра в насосной системе и для выдачи сигнала, являющегося представлением измеренного параметра;
беспроводную телеметрическую систему, сконфигурированную для передачи данных, являющихся представлением измеренного параметра, из насосной системы на поверхность;
модуль массива датчиков, который накапливает данные, собранные при помощи одного или более датчиков;
передатчик, функционально связанный с модулем массива датчиков; и
приемник, подключенный над насосным узлом;
при этом передатчик сконфигурирован для передачи первичного беспроводного информационного сигнала в приемник, при этом первичный информационный сигнал включает данные, являющиеся представлением измеряемого параметра из насосной системы;
причем беспроводная телеметрическая система включает также блок управления, расположенный на поверхности, при этом упомянутый приемник сконфигурирован для передачи вторичного беспроводного информационного сигнала в блок управления.
2. Насосная система по п. 1, в которой каждый из упомянутых первичного информационного сигнала и вторичного информационного сигнала выбирают из группы, состоящей из следующего: сигналы акустических волн и сигналы радиоволн.
3. Насосная система по п. 1, в которой беспроводная телеметрическая система дополнительно включает:
блок управления, расположенный на поверхности;
один или более повторителей между блоком управления и приемником; при этом приемник сконфигурирован для передачи вторичного беспроводного информационного сигнала в блок управления через повторители.
4. Насосная система по п. 1, в которой беспроводная телеметрическая система дополнительно включает:
блок управления, расположенный на поверхности;
информационный кабель, проложенный между блоком управления и приемником; при этом приемник сконфигурирован для передачи проводного сигнала в блок управления по информационному кабелю.
5. Насосная система по п. 1, в которой по меньшей мере один из упомянутых одного или более датчиков включает акустически активный датчик.
6. Насосная система по п. 5, в которой каждый из активных акустических датчиков включает датчик на поверхностных акустических волнах.
7. Насосная система по п. 6, в которой каждый из активных акустических датчиков включает:
входной преобразователь;
линию задержки; и
выходной преобразователь.
8. Насосная система по п. 5, в которой беспроводная телеметрическая система дополнительно включает:
блок управления, расположенный на поверхности; и
устройство опроса.
9. Насосная система по п. 8, в которой устройство опроса представляет собой формирователь акустических волн и приемник акустических волн.
10. Способ контроля физических параметров в насосной системе, развернутой в стволе скважины, включающий следующие шаги:
обеспечение наличия акустически активного датчика в насосной системе;
обеспечение наличия устройства опроса, имеющего беспроводную связь с акустически активным датчиком;
обеспечение наличия блока управления, имеющего связь с устройством опроса;
передачу излучаемого беспроводного сигнала из устройства опроса;
прием излучаемого беспроводного сигнала в акустически активном датчике;
отражение, от акустически активного датчика, отраженного беспроводного сигнала, при этом отраженный беспроводной сигнал испытывает влияние физического параметра, воздействующего на акустически активный датчик;
прием отраженного беспроводного сигнала при помощи устройства опроса; и
интерпретация различий между излучаемым беспроводным сигналом и отраженным беспроводным сигналом как результата измерения физического параметра, воздействующего на акустически активный датчик.
11. Способ по п. 10, в котором шаг передачи излучаемого беспроводного сигнала из устройства опроса включает передачу излучаемой акустической волны.
12. Способ по п. 10, в котором шаг передачи излучаемого беспроводного сигнала из устройства опроса включает передачу излучаемой радиоволны.
13. Способ по п. 12, в котором после шага передачи излучаемой радиоволны способ дополнительно включает следующие шаги:
преобразование излучаемой радиоволны в акустически активном датчике для получения поверхностной акустической волны в акустически активном датчике;
допущение искажения акустической волны на протяжении линии задержки в акустически активном датчике; и
преобразование искаженной акустической волны в отраженную радиоволну.
14. Способ контроля физических параметров насосной системы, развернутой внутри скважины под поверхностью, из блока управления, расположенного на поверхности, включающий следующие шаги:
обеспечение наличия датчика в насосной системе;
измерение параметра в насосной системе при помощи упомянутого датчика;
обеспечение наличия передатчика, функционально связанного с модулем массива датчиков;
обеспечение наличия приемника, расположенного на расстоянии от передатчика в насосной системе;
передачу из передатчика в приемник первичного беспроводного информационного сигнала, являющегося представлением упомянутого измеренного параметра; и
передачу вторичного информационного сигнала в блок управления на поверхности из приемника, при этом вторичный сигнал является представлением упомянутого измеренного параметра.
15. Способ по п. 14, в котором шаг передачи вторичного беспроводного информационного сигнала включает передачу вторичного беспроводного информационного сигнала из приемника в один или более повторителей, расположенных между приемником и блоком управления.
16. Способ по п. 14, в котором шаг передачи первичного беспроводного информационного сигнала включает также передачу акустического информационного сигнала в приемник через компоненты насосной системы.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2015/022517 WO2016153503A1 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | System and method for real-time condition monitoring of an electric submersible pumping system |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017133141A3 RU2017133141A3 (ru) | 2019-04-26 |
| RU2017133141A RU2017133141A (ru) | 2019-04-26 |
| RU2700426C2 true RU2700426C2 (ru) | 2019-09-17 |
Family
ID=56978902
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017133141A RU2700426C2 (ru) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10378336B2 (ru) |
| EP (1) | EP3274546A4 (ru) |
| CA (1) | CA2980552A1 (ru) |
| RU (1) | RU2700426C2 (ru) |
| WO (1) | WO2016153503A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2967606C (en) | 2017-05-18 | 2023-05-09 | Peter Neufeld | Seal housing and related apparatuses and methods of use |
| CN107762895A (zh) * | 2017-11-22 | 2018-03-06 | 河北省机械科学研究设计院 | 潜水电泵控制系统及其控制方法 |
| US11425786B2 (en) | 2018-10-31 | 2022-08-23 | Pentair Flow Technologies, Llc | Systems and methods for a connected sump pump |
| US11927092B2 (en) * | 2019-02-26 | 2024-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole barrier and isolation monitoring system |
| USD965538S1 (en) | 2019-10-28 | 2022-10-04 | Pentair Flow Technologies, Llc | Sump pump controller |
| US11795937B2 (en) * | 2020-01-08 | 2023-10-24 | Baker Hughes Oilfield Operations, Llc | Torque monitoring of electrical submersible pump assembly |
| CN112412401A (zh) * | 2020-12-04 | 2021-02-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采用无线测量的抽油机间抽控制系统及其方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2307954C2 (ru) * | 2004-11-04 | 2007-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система плунжерного подъемника (варианты) и способ насосно-компрессорной добычи текучих сред с использованием данной системы |
| RU2338875C2 (ru) * | 2005-11-22 | 2008-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ измерения параметров в стволе скважины |
| US20110186290A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| RU2455460C2 (ru) * | 2006-06-23 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Скважинная система с колонной, имеющей электронасос и индуктивный элемент связи |
| RU2519537C2 (ru) * | 2009-02-13 | 2014-06-10 | Сименс Акциенгезелльшафт | Способ и устройство для мониторинга эцн |
| WO2014159145A1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Ecolab Usa Inc. | Monitoring produced water |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
| US6873267B1 (en) | 1999-09-29 | 2005-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and controlling oil and gas production wells from a remote location |
| EP1320659A1 (en) | 2000-09-28 | 2003-06-25 | Paulo S. Tubel | Method and system for wireless communications for downhole applications |
| US6757218B2 (en) | 2001-11-07 | 2004-06-29 | Baker Hughes Incorporated | Semi-passive two way borehole communication apparatus and method |
| US7114032B2 (en) * | 2003-07-18 | 2006-09-26 | International Business Machines Corporation | Method and system for efficient fragment caching |
| US20070175633A1 (en) | 2006-01-30 | 2007-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Remote Real-Time Surveillance and Control of Pumped Wells |
| US7979240B2 (en) | 2006-03-23 | 2011-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for real-time monitoring and failure prediction of electrical submersible pumps |
| US9045973B2 (en) * | 2011-12-20 | 2015-06-02 | General Electric Company | System and method for monitoring down-hole fluids |
| US7669651B1 (en) | 2007-03-01 | 2010-03-02 | Carstensen Kenneth J | Apparatus and method for maximizing production of petroleum wells |
| US7905702B2 (en) | 2007-03-23 | 2011-03-15 | Johnson Controls Technology Company | Method for detecting rotating stall in a compressor |
| US20090032303A1 (en) | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for wirelessly communicating data between a well and the surface |
| EP2037212B1 (en) | 2007-09-12 | 2015-12-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and sensor setup for determination of deflection and/or strain |
| US8380642B2 (en) | 2008-12-03 | 2013-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for self-improving reasoning tools |
| WO2010114916A1 (en) * | 2009-04-01 | 2010-10-07 | Fedd Wireless, Llc | Wireless monitoring of pump jack sucker rod loading and position |
| DE102009017935A1 (de) | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Man Turbo Ag | Turbomaschinenkomponente und damit ausgerüstete Turbomaschine |
| US8547081B2 (en) * | 2009-07-27 | 2013-10-01 | Electronics And Telecommunications Research Institute | Reference voltage supply circuit including a glitch remover |
| US8043054B2 (en) | 2010-08-25 | 2011-10-25 | General Electric Company | Method and system for monitoring wind turbine |
| US10288760B2 (en) | 2011-12-13 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump monitoring and failure prediction |
| US9057256B2 (en) | 2012-01-10 | 2015-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Submersible pump control |
| US9447677B2 (en) | 2012-11-27 | 2016-09-20 | Esp Completion Technologies L.L.C. | Methods and apparatus for sensing in wellbores |
| SG11201505880PA (en) | 2013-04-26 | 2015-11-27 | Sulzer Management Ag | Method for assessing a wear state of a module of a turbomachine, module, and turbomachine |
-
2015
- 2015-03-25 US US15/561,247 patent/US10378336B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-03-25 RU RU2017133141A patent/RU2700426C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-03-25 CA CA2980552A patent/CA2980552A1/en not_active Abandoned
- 2015-03-25 WO PCT/US2015/022517 patent/WO2016153503A1/en active Application Filing
- 2015-03-25 EP EP15886658.2A patent/EP3274546A4/en not_active Withdrawn
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2307954C2 (ru) * | 2004-11-04 | 2007-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система плунжерного подъемника (варианты) и способ насосно-компрессорной добычи текучих сред с использованием данной системы |
| RU2338875C2 (ru) * | 2005-11-22 | 2008-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ измерения параметров в стволе скважины |
| RU2455460C2 (ru) * | 2006-06-23 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Скважинная система с колонной, имеющей электронасос и индуктивный элемент связи |
| US20110186290A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| RU2519537C2 (ru) * | 2009-02-13 | 2014-06-10 | Сименс Акциенгезелльшафт | Способ и устройство для мониторинга эцн |
| WO2014159145A1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Ecolab Usa Inc. | Monitoring produced water |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017133141A3 (ru) | 2019-04-26 |
| US10378336B2 (en) | 2019-08-13 |
| US20180051555A1 (en) | 2018-02-22 |
| EP3274546A1 (en) | 2018-01-31 |
| EP3274546A4 (en) | 2018-10-03 |
| CA2980552A1 (en) | 2016-09-29 |
| WO2016153503A1 (en) | 2016-09-29 |
| RU2017133141A (ru) | 2019-04-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2700426C2 (ru) | Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени | |
| US8051912B2 (en) | Armored flat cable signalling and instrument power acquisition | |
| EP2735699B1 (en) | Method and apparatus for sensing in wellbores | |
| US7729860B2 (en) | Drilling system powered by energy-harvesting sensor | |
| CN102239430B (zh) | 跨间隙的信号传播 | |
| CN104520535A (zh) | 使用最不阻碍流体流的声学调制解调器在管道中通信 | |
| GB2432378A (en) | Coupled sensor sub for electric submersible pumping system | |
| EP2463478A1 (en) | Wireless communication between tools | |
| US20180347346A1 (en) | Esp motor oil quality monitoring gauge | |
| RU2016147666A (ru) | Система контроля скважины | |
| US10053976B2 (en) | Localized wireless communications in a downhole environment | |
| RU188077U1 (ru) | Измерительное устройство электропогружной насосной установки | |
| Niewczas et al. | Dynamic capabilities of the hybrid fiber-optic voltage and current sensors | |
| US20180003041A1 (en) | Downhole Communications Using Selectable Frequency Bands | |
| EP3042037B1 (en) | A downhole tool | |
| US10082018B2 (en) | Downhole communications using frequency guard bands | |
| Kyle et al. | Acoustic telemetry for oilfield operations | |
| RU2301888C1 (ru) | Скважинное устройство для измерения и контроля давления на приеме погружного насоса | |
| RU2017108307A (ru) | Погружной блок телемеханической системы нефтедобывающей скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200326 |