RU2749661C2 - Скважинное устройство контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг - Google Patents
Скважинное устройство контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг Download PDFInfo
- Publication number
- RU2749661C2 RU2749661C2 RU2019106617A RU2019106617A RU2749661C2 RU 2749661 C2 RU2749661 C2 RU 2749661C2 RU 2019106617 A RU2019106617 A RU 2019106617A RU 2019106617 A RU2019106617 A RU 2019106617A RU 2749661 C2 RU2749661 C2 RU 2749661C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- control device
- well
- sucker rod
- sensors
- rod string
- Prior art date
Links
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 title abstract description 36
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000013523 data management Methods 0.000 abstract 2
- 238000013500 data storage Methods 0.000 abstract 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 13
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 241000321453 Paranthias colonus Species 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000004377 microelectronic Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000005341 toughened glass Substances 0.000 description 1
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/126—Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
- E21B43/127—Adaptations of walking-beam pump systems
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к скважинному каротажному зонду, выполненному с возможностью расположения на одной линии в колонне насосных штанг. Скважинное устройство контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг, содержит корпус, расположенный на одной линии с колонной насосных штанг, множество датчиков, расположенных внутри корпуса и выполненных с возможностью восприятия по меньшей мере одного из условий эксплуатации колонны насосных штанг и окружающих условий эксплуатации колонны насосных штанг. Источник электропитания и электронная схема для сбора, хранения и управления данными расположены внутри корпуса. Генератор импульсов истинного времени, расположенный внутри корпуса, выполнен с возможностью присвоения временных меток собранным скважинным данным и синхронизации с системным генератором тактовых импульсов, расположенным наверху. Множество датчиков, электронная схема для сбора, хранения и управления данными и источник электропитания взаимно связаны. Множество датчиков содержат датчики, выполненные с возможностью измерения растяжения, сжатия и крутящего момента в колонне насосных штанг. Электронная схема загерметизирована и содержит акселерометр и электронику, выполненную с возможностью сбора, обработки и хранения данных. Система для контроля по меньшей мере одного из растяжения, сжатия, крутящего момента, температуры, давления, положения, скорости, вибрации и ускорения при каротаже содержит по меньшей мере одно скважинное устройство контроля, колонну насосных штанг и штанговый насос. Достигается технический результат – максимизация производительности скважины за счет оптимизации наземной системы и выявления механических неисправностей скважинного оборудования. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к по меньшей мере одному устройству контроля, которое выполнено с возможностью расположения на одной линии с колонной насосных штанг.
Уровень техники
В настоящее время отсутствует доступная система, которая позволила бы проводить прямые измерения скважинных параметров насосной штанги (насосных штанг) и насоса, присоединенных к наземной системе станка-качалки в любых вертикальных, наклонных и/или горизонтальных скважинах. 15 лет назад это не было проблемой, так как большинство скважин были пробурены вертикально и предполагалось, что направление движения одних частей насоса, находящихся на поверхности, непосредственно совпадает с направлением движения других частей насоса, находящихся в скважине. В большинстве случаев такое предположение может быть обоснованным для вертикальной скважины или по меньшей мере приемлемым для операторов скважин, но поскольку все больше и больше бурение скважин выполняется наклонно-направленным способом, предположения, используемые для случаев вертикальной скважины, ставятся под сомнение оператором скважины и считаются больше недействительными. В настоящее время оператор скважины моделирует движение станка-качалки на поверхности на основе устаревших вертикальных моделей и/или некоторых ограниченных данных исследований, которые были собраны сандийских национальных лабораториях в 90-е годы. Такое отсутствие данных приводит к уменьшению дебита скважины и увеличению частоты ремонтов скважин из-за отсутствия скважинных измерений, связанных с увеличением трения и сопротивления, возникающих в результате увеличения искривления скважины. Сейчас как никогда важно понять поведение плунжерного насоса. Это отсутствие информации относительно поведения системы штанг в скважине приводит к увеличению напряжений в штангах и, в свою очередь, к более высокой частоте ремонтов скважин. Такой ремонт является дорогостоящим процессом, во время которого эксплуатация скважины должна приостанавливаться на длительный период. Кроме того, более полная и/или качественная информация о скважине позволит оператору скважины регулировать наземное оборудование для того, чтобы максимизировать производительность скважинного насоса, тем самым увеличивая производительность скважины. Это относится ко всем скважинам независимо от глубины.
Таким образом, существует потребность в том, чтобы иметь правильное представление относительно нагрузок, движения рабочих частей насоса и давления на выходе насоса в скважине. Понимая динамику процессов, происходящих как на поверхности, так и в скважине, можно предположить, что объем добычи будет увеличен за счет более продолжительного времени работы насоса, меньшего количества ремонтов скважин и меньшего износа насосных штанг/насосно-компрессорных труб. И что еще более важно, использование информации о скважине приведет к оптимизации наземной системы, что позволит максимизировать производительность скважины. В настоящее время считается, что дебит скважины находится ниже ожидаемого уровня из-за незнания того, что происходит в скважине.
Задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы создать каротажный зонд, который решает указанные выше проблемы.
Раскрытие сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к скважинному устройству контроля. Скважинное устройство контроля выполнено с возможностью расположения на одной линии с колонной насосных штанг. Устройство контроля содержит:
- корпус, выполненный с возможностью расположения на одной линии с колонной насосных штанг,
- множество датчиков, расположенных внутри корпуса и выполненных с возможностью восприятия по меньшей мере одного из условий эксплуатации колонны насосных штанг и окружающих условий эксплуатации колонны насосных штанг,
- электронную схему для сбора, хранения и управления данными, расположенную внутри корпуса и выполненную с возможностью сбора и хранения данных,
- источник электропитания, расположенный внутри корпуса и выполненный с возможностью электропитания устройства контроля.
Множество датчиков, электронная схема для сбора, хранения и управления данными и источник электропитания могут быть взаимно связаны.
Множество датчиков содержит по меньшей мере один из акселерометра, тензодатчика, датчика температуры и давления (ДТ).
Корпус содержит верхний переводник, нижний переводник и промежуточный основной переводник, при этом верхний переводник присоединен к нижнему переводнику посредством промежуточного основного переводника.
Множество датчиков может содержать по меньшей мере один датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного из растяжения, сжатия и крутящего момента, возникающих в колонне насосных штанг.
Электронная схема может быть загерметизирована и может содержать акселерометр и электронику, выполненную с возможностью сбора, обработки и хранения данных.
Множество датчиков может дополнительно содержать датчики для измерения давления и температуры в скважине.
Датчики для измерения давления и температуры (ДТ) в скважине могут быть размещены в нижнем переводнике устройства контроля скважины.
Упомянутый по меньшей мере один датчик для измерения по меньшей мере одного из растяжения, сжатия и крутящего момента, возникающих в колонне насосных штанг, может быть расположен в нижнем переводнике устройства контроля скважины.
Можно осуществить распределение множества датчиков, например: некоторые датчики можно разместить в верхнем переводнике, а другие датчики, например, в нижнем переводнике и/или промежуточном переводнике.
Согласно одному варианту осуществления изобретения источник электропитания расположен в верхнем переводнике. Согласно альтернативным вариантам осуществления изобретения источник электропитания может быть расположен в промежуточном переводнике или нижнем переводнике. Источник электропитания может содержать аккумуляторный блок.
Настоящее изобретение относится к каротажному зонду, который представляет собой программируемое скважинное (расположенное в нефтяной и/или газовой скважине) устройство контроля, расположенное на одной линии с насосными штангами. Устройство контроля выполнено с возможностью контроля по меньшей мере одного из растяжения/сжатия, крутящего момента, температуры, давления и положения (ускорения) при каротаже с целью оптимизации производительности (нефтяной) скважины и выявления механических неисправностей скважины. Устройство может быть использовано в вертикальных, наклонных и/или горизонтальных скважинах. В системе насосных штанг для обнаружения проблем, связанных с износом, может быть установлено множество устройств контроля.
Скважинные данные будут сопоставляться и анализироваться вместе с данными наземных наблюдений, которые могут использоваться для того, чтобы обеспечить крайне необходимое понимание того, как оптимизировать производительность и/или выявить механический износ и/или проблемы в отношении системы насосных штанг или насосно-компрессорных труб/обсадной колонны.
Устройство контроля расположено в колонне насосных штанг (сверху, или снизу, или в разных местах по всей колонне) и имеет возможность регистрации ряда параметров посредством электронных датчиков. Полученные данные могут храниться в банке памяти с возможностью передачи на поверхность через систему(ы) проводной и/или беспроводной связи. Устройство контроля может быть выполнено с различными конфигурациями источника электропитания. Устройство контроля может работать от аккумуляторной батареи. Аккумуляторные батареи могут быть перезаряжаемыми и заряжаться от внешнего источника питания на месте и/или удаленно от устройства контроля. Кроме того, также возможна беспроводная зарядка перезаряжаемой аккумуляторной батареи или аккумуляторных батарей. Устройство контроля может питаться от удаленного источника электропитанием с резервной аккумуляторной батарей или без нее. Между поверхностью и скважиной можно использовать электрический провод или кабель.
Обмен данными между устройством контроля и оборудованием, расположенным наверху, может быть проводным или беспроводным в соответствии с технологиями передачи, известными специалисту в данной области техники.
Подводя итог вышесказанному, назначение устройства контроля колонны насосных штанг согласно настоящему изобретению состоит в том, чтобы оптимизировать производительность в наклонных скважинах и увеличить время между ремонтами скважины.
Основные признаки настоящего изобретения приведены в независимых пунктах формулы изобретения. Дополнительные признаки настоящего изобретения приведены в зависимых пунктах формулы изобретения.
Другие предпочтительные признаки будут очевидны из прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Ниже представлено краткое описание чертежей для того, чтобы сделать изобретение более понятным, и последующее подробное описание изобретения будет приведено со ссылками на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 показан один вариант выполнения устройства контроля согласно настоящему изобретению;
на фиг. 2A–2C – некоторые возможные конфигурации источника электропитания устройства контроля согласно изобретению;
на фиг. 3 – система согласно изобретению, содержащая устройство контроля, колонну насосных штанг и скважинный штанговый насос.
Осуществление изобретения
Далее сначала будут раскрыты общие варианты осуществления настоящего изобретения, после этого будут описаны частные примеры вариантов осуществления изобретения. По возможности ссылка будет сделана на сопроводительные чертежи с использованием ссылочных позиций, показанных на чертежах. Однако следует отметить, что чертежи иллюстрируют только примеры вариантов осуществления изобретения, и другие признаки и варианты осуществления вполне могут находиться в пределах объема заявленного изобретения.
Последующее описание будет основано на следующих определениях.
Устройство для контроля колонны насосных штанг согласно настоящему изобретению содержит по меньшей мере одно устройство контроля, выполненное с возможностью расположения на одной линии с колонной насосных штанг, при этом устройство контроля содержит одно или более средств контроля условий эксплуатации скважины и/или данных о местоположении. Устройство контроля представляет собой автономное устройство, которое может включать в себя источник электропитания, предназначенный для устройства, в виде перезаряжаемых или не перезаряжаемых аккумуляторных батарей, внешний источник электропитания, подключенный с помощью проводов, с резервными аккумуляторными батареями или без них. Кроме того, устройство контроля содержит блок датчиков и электронику. Устройство контроля заключено в отдельный корпус, при этом множество устройств контроля можно распределить в пределах колонны насосных штанг. Должно быть понятно, что устройство контроля может быть откалибровано перед работой через канальный интерфейс; кроме того, устройство контроля является программируемым и может быть предварительно запрограммировано через тот же самый интерфейс. В дополнение к этому, через этот же интерфейс может осуществляться считывание данных.
Первый вариант осуществления настоящего изобретения
Далее будет сделана ссылка на фиг. 1. На фиг. 1 показана блок-схема устройства 10 контроля, которое может располагаться в любом месте на одной линии в колонне насосных штанг с соответствующими переходниками. Устройство контроля включает в себя участок 1 верхнего переводника, участок 9 нижнего переводника и расположенный между ними участок 6 промежуточного основного переводника. Устройство 10 контроля содержит внутри себя источник 2 электропитания, электронику 3, акселерометр 4, коммуникационный порт 5, тензодатчики 7 и датчик 8 давления и температуры (ДТ). Верхний переводник 1 и нижний переводник 9 устройства 10 контроля имеют резьбы, с помощью которых они привинчиваются к насосным штангам, имеющим ответные резьбы и расположенные на одной линии. Соединения между верхним переводником 1, средним переводником 6 и нижним переводником 9 в пределах непосредственно устройства 10 контроля могут быть резьбовыми, но необходимо сделать поправки на крутящий момент таким образом, чтобы можно было использовать запорную систему для среднего переводника 6 и нижнего переводника 9, чтобы не влиять на значения, используемые для калибровки. Можно также использовать другую запорную систему для верхнего переводника 1 и среднего переводника 6. Следует отметить, что могут быть предусмотрены другие конфигурации устройства контроля согласно настоящему изобретению, и некоторые примеры будут приведены ниже.
Устройство контроля может быть предназначено для работы в пределах диапазона температур приблизительно от –5°C до +200°C, в одном частном варианте осуществления изобретения оно предназначено для работы от +5°C до +150°C.
Устройство контроля может быть предназначено для работы в пределах диапазона давлений приблизительно от 0,69 бар (1 psi) до 517,11 бар (20000 psi), при этом в одном конкретном варианте осуществления изобретения оно предназначено для работы от 0,69 бар (1 psi) до 344,74 бар (5000 psi).
Устройство контроля может быть снабжено графическим интерфейсом пользователя (ГИП), при этом ГИП найдет свое применение перед "спуском в скважину", и/или во время работы "в реальном времени", и/или после "подъема из скважины". ГИП облегчит функции конфигурирования и администрирования сбора данных (СД) и анализ полученных данных после операции и/или в реальном времени. ГИП может также облегчить программирование устройства контроля и калибровку устройства контроля.
В одном примере ГИП можно активировать путем подключения к коммуникационному порту/порту 5 интерфейса, выполненному на корпусе устройства контроля. Электрический соединитель может быть любым подходящий соединителем.
В другом примере ГИП может быть включен непосредственно в устройство контроля. Например, достичь этого можно с помощью отверстия для визуального контроля, предусмотренного в устройстве контроля, причем отверстие может быть снабжено закаленным стеклом или заглушкой другого типа.
При использовании беспроводной связи можно также облегчить взаимодействие между устройством контроля и наземной системой управления насосом. Беспроводную связь можно активировать вручную после извлечения устройства контроля из скважины, или связь может быть непрерывной во время работы устройства контроля. Для достижения достаточного диапазона можно предусмотреть ряд ретрансляторов/усилителей вдоль колонны насосных штанг и на поверхности. В том случае, если работа выполняется под водой и в морской воде, существует оборудование связи, которое использует проводимость морской воды для передачи сигнала.
Телеметрические системы, хорошо известные специалисту в данной области техники, могут также использоваться для передачи скважинных данных на поверхность.
Источник 2 электропитания может представлять собой аккумуляторный блок. Этот аккумуляторный блок должен иметь предпочтительно по меньшей мере емкость, обеспечивающую функционирование устройства 10 контроля для контроля работы насоса в течение по меньшей мере t плюс несколько месяцев, хотя то же самое устройство может использоваться в течение более коротких и более длинных интервалов времени. В одном варианте осуществления изобретения аккумуляторный блок можно заменить при разборке устройства 10 контроля.
Источник электропитания можно облегчить за счет проводного подключения источника питания сверху, где провод проходит во внутренней части колонны насосных штанг. Альтернативно, в качестве обратной цепи/земли можно использовать непосредственно материал колонны. Из уровня техники также известно использование индуктивной передачи энергии. Ток, подаваемый сверху, может быть переменным или постоянным. В случае если используется переменный ток, выпрямитель/преобразователь переменного тока в постоянный может быть частью устройства 10 контроля. Питание может подаваться непосредственно на электронный компонент устройства 10 контроля, или оно может питать перезаряжаемую аккумуляторную батарею, тем самым обеспечивая также автоматически подключаемое резервное электропитание в случае отключения электроэнергии. На фиг. 1 источник 2 электропитания расположен рядом с верхним переводником 1. Расположение источника 2 электропитания показано только в качестве примера, и источник 2 электропитания может быть расположен в другом месте внутри корпуса устройства 10 контроля.
На фиг. 1 показано, что электроника 3 расположена рядом с источником 2 электропитания. Электроника 3 получает питание от источника 2 электропитания. Электроника или электронная схема 3 регулирует и/или контролирует ток и напряжение. Она регулирует подачу питания на периферийные элементы. Она может также обеспечить интерфейс сигнализации между скважинным оборудованием и оборудованием, расположенным наверху.
Как правило, электронная схема 3 будет включать в себя микропроцессор, запоминающее устройство, схему синхронизации, схему интерфейса, такую как модемы, и в случае беспроводной передачи – приемопередатчики. Схема синхронизации может включать в себя внутренний генератор тактовых импульсов для целей синхронизации и генератор импульсов истинного времени (ГИИВ) для достаточного присвоения временных меток собранным данным/параметрам. ГИИВ будет, как правило, синхронизирован с системным генератором тактовых импульсов, расположенным наверху. Успешное управление насосом зависит от достоверных параметров, поступающих из устройства 10 контроля, поэтому генераторы тактовых импульсов, расположенные наверху и в скважине, должны быть в синхронизированы.
В устройстве контроля предусмотрены один или более акселерометров 4. Электронная схема 3 может тестировать и калибровать акселерометр(ы) 4 периодически или в ответ на команды, принимаемые сверху. Акселерометр(ы) 4 будет(ут), как правило, показывать наклон по отношению к силе тяжести. Большинство акселерометров показывают "примерно" 9,8 мс-2 при измерении, выполненном на одной линии с силой тяжести по направлению к центру земли. Векторы сил, перпендикулярные силе тяжести, равны нулю. Для получения высокой точности можно использовать более одного акселерометра 4. Акселерометр 4 предоставляет системе управления, расположенной наверху, точное или почти точное указание положения соответствующего участка колонны насосных штанг и тем самым положение нижней части скважинного насоса.
Акселерометр 4 может быть микроэлектронным устройством, микроэлектромеханической системой (МЭМС), чипом/схемой, которые могут быть встроены в электронную схему 3.
Коммуникационный порт 5 обозначен как канал, расположенный радиально или под углом к центральной продольной оси устройства 10 контроля. Между электронной схемой 3 и коммуникационным портом 5 предусмотрена электропроводка. Интерфейс между коммуникационным портом 5 и внешним оборудованием может быть любого подходящего типа, и соединитель может быть электрическим, электрооптическим или оптическим. Соединитель должен быть подобран в соответствии с указанными выше условиями.
Тензодатчики 7 будут показывать деформацию, создаваемую на колонне насосных штанг. Деформация на колонне насосных штанг является важным параметром для расположенной наверху системы управления, который позволяет регулировать число качаний насоса. Как указано выше, объем ремонтных работ может быть снижен в тех случаях, если учитываются деформация/механические напряжения, и когда число качаний насоса устанавливается с поверхности. Устройство 10 контроля может быть снабжено одним или несколькими тензодатчиками 7.
Устройство контроля может быть снабжено одним или несколькими датчиками 8 ДТ. Измерение фактического, в отличие от смоделированного, давления на выходе из насоса позволит более точно оценить давление на входе в насос. Это будет способствовать дальнейшей оптимизации дебита и производительности скважины. Один или более датчиков 8 ДТ могут обеспечить отслеживание температуры для исследования возможного локального нагрева текучей среды, который вызывает локальное осаждение солей (карбоната кальция).
Устройство 10 контроля используется для сравнения скважинных данных с данными наземных наблюдений, собранными с помощью динамометрического датчика, который не показан на фиг. 1. Использование динамометрического датчика позволяет предоставлять полезную информацию наземной системе управления насосом, он будет показывать нагрузку и крутящие моменты, прикладываемые на поверхности, а устройство 10 контроля будет измерять нагрузки и усилия, действующие на скважинный насос и колонну насосных штанг. При использовании математических моделей можно получить оптимизированное решение для скважины. Другие преимущества получения скважинных данных от датчика могут представлять собой следующее:
- лучшее понимание при появлении сжимающих нагрузок, временной зависимости, изменении обводненности, уменьшении объемов добычи;
- уточнение моделей потери устойчивости и боковых нагрузок для наклонных/извилистых профилей скважины, обеспечивающих оптимальное размещение направляющих;
- уточнение вычислений давления на входе в насос с целью оптимизации (повышение производительности, уменьшение потребляемой мощности, увеличение возможностей, установка контроллеров откачки, работа с установленными контроллерами откачки);
- повышение стойкости к нагрузкам за счет использования муфт и/или направляющих штанг, изготовленных из сплава ToughMet®;
- общее снижение отказов при эксплуатации скважин штанговым насосом, повышение надежности.
Все вышеупомянутые элементы датчиков обмениваются данными с электронной схемой 3 посредством сигналов и по линиям питания.
На фиг. 2A–2C показаны некоторые из вышеупомянутых возможных конфигураций источника 2 электропитания устройства 10 контроля. На фиг. 2A показан источник 2 электропитания, которым является аккумуляторная батарея. На фиг. 2B показан источник 2 электропитания, которым является внешний источник питания. На фиг. 2C показана система резервного источника электропитания, содержащая перезаряжаемую аккумуляторную батарею с внешним источником питания.
На фиг. 3 схематично показана система согласно изобретению, которая содержит устройство 10 контроля, колонну 20 насосных штанг и скважинный штанговый насос 30.
Специалисты в данной области техники могут предложить дополнительные модификации, изменения и адаптации настоящего изобретения без отклонения от объема изобретения, как выражено и изложено в следующей формуле изобретения.
Перечень компонентов
1 – верхний переводник
2 – источник электропитания
3 – электроника
4 – акселерометр
5 – коммуникационный порт
6 – основной переводник/промежуточный переводник/промежуточный основной переводник
7 – тензодатчики
8 – датчик давления и температуры/датчик ДТ
9 – нижний переводник
10 – устройство контроля
20 – колонна насосных штанг
30 – скважинный штанговый насос.
Claims (22)
1. Скважинное устройство (10) контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг, причем устройство контроля содержит:
корпус (1, 6, 9), расположенный на одной линии с колонной насосных штанг;
множество датчиков (4, 7, 8), расположенных внутри корпуса (1, 6, 9) и выполненных с возможностью восприятия по меньшей мере одного из условий эксплуатации колонны насосных штанг и окружающих условий эксплуатации колонны насосных штанг;
электронную схему для сбора, хранения и управления данными, расположенную внутри корпуса (1, 6, 9);
источник (2) электропитания, расположенный внутри корпуса (1, 6, 9) и подключенный к устройству (10) контроля для электропитания,
генератор импульсов истинного времени, расположенный внутри корпуса и выполненный с возможностью присвоения временных меток собранным скважинным данным и синхронизации с системным генератором тактовых импульсов, расположенным наверху,
при этом множество датчиков (4, 7, 8), электронная схема для сбора, хранения и управления данными и источник (2) электропитания взаимно связаны,
причем множество датчиков (4, 7, 8) содержат датчики, выполненные с возможностью измерения растяжения, сжатия и крутящего момента в колонне насосных штанг,
при этом электронная схема (3) загерметизирована и содержит акселерометр и электронику, выполненную с возможностью сбора, обработки и хранения данных.
2. Устройство (10) контроля по п. 1, в котором множество датчиков содержат по меньшей мере один из акселерометра (4), тензодатчика (7) и датчика (8) давления и температуры (ДТ).
3. Устройство (10) контроля по п. 1 или 2, в котором корпус (1, 6, 9) содержит верхний переводник (1), нижний переводник (9) и основной переводник (6), причем верхний переводник (1) присоединен к нижнему переводнику (9) через промежуточный основной переводник (6).
4. Устройство (10) контроля по любому из пп. 1–3, которое дополнительно содержит графический интерфейс пользователя (ГИП), выполненный с возможностью использования перед операцией(ями) "спуска в скважину", и/или во время операции(й) "в реальном времени", и/или после операции(й) "подъема из скважины".
5. Устройство (10) контроля по п. 4, в котором графический интерфейс пользователя (ГИП) выполнен с возможностью облегчения настройки и администрирования функций сбора данных (СД).
6. Устройство (10) контроля по п. 4 или 5, в котором графический интерфейс пользователя (ГИП) выполнен с возможностью оперативного анализа полученных данных.
7. Устройство (10) контроля по п. 4 или 5, в котором графический интерфейс пользователя (ГИП) выполнен с возможностью анализа полученных данных в реальном времени.
8. Устройство (10) контроля по любому из пп. 4–7, в котором графический интерфейс пользователя (ГИП) выполнен с возможностью облегчения программирования и калибровки устройства (10) контроля.
9. Устройство (10) контроля по п. 1 или 2, в котором акселерометр выполнен с возможностью индикации по меньшей мере одного из положения, скорости, вибрации и ускорения соответствующего участка колонны насосных штанг.
10. Устройство (10) контроля по п. 9, в котором акселерометр дополнительно выполнен с возможностью индикации по меньшей мере одного из положения, скорости, вибрации и ускорения в скважинном насосе.
11. Устройство (10) контроля по любому из пп. 1–10, в котором множество датчиков (4, 7, 8) дополнительно содержат датчики (8) для измерения давления и температуры в скважине.
12. Устройство (10) контроля по любому из пп. 1–11, в котором источник (2) электропитания содержит аккумуляторный блок.
13. Устройство (10) контроля по п. 1, в котором генератор импульсов истинного времени (ГИИВ) используется для разрешения каротажа через определенные пользователем интервалы времени для экономии энергии и емкости банка памяти.
14. Система для контроля по меньшей мере одного из растяжения, сжатия, крутящего момента, температуры, давления, положения, скорости, вибрации и ускорения при каротаже с целью оптимизации производительности скважины и выявления любых механических неисправностей скважины, причем система содержит по меньшей мере одно устройство (10) контроля по любому из пп. 1–13, колонну (20) насосных штанг и штанговый насос (30), причем упомянутое по меньшей мере одно устройство (10) контроля расположено на одной линии с колонной насосных штанг.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15/235,547 US20180045032A1 (en) | 2016-08-12 | 2016-08-12 | Downhole monitoring device arranged in-line with a sucker rod string |
| US15/235,547 | 2016-08-12 | ||
| PCT/NO2017/050203 WO2018030898A1 (en) | 2016-08-12 | 2017-08-11 | Downhole monitoring device arranged in-line with a sucker rod string |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019106617A RU2019106617A (ru) | 2020-09-14 |
| RU2019106617A3 RU2019106617A3 (ru) | 2020-12-10 |
| RU2749661C2 true RU2749661C2 (ru) | 2021-06-16 |
Family
ID=61158694
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106617A RU2749661C2 (ru) | 2016-08-12 | 2017-08-11 | Скважинное устройство контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20180045032A1 (ru) |
| AU (1) | AU2017310196B2 (ru) |
| CA (1) | CA3033592A1 (ru) |
| MX (1) | MX2019001721A (ru) |
| RU (1) | RU2749661C2 (ru) |
| WO (1) | WO2018030898A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806903C1 (ru) * | 2023-03-29 | 2023-11-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ПРОМТЕХКОМПЛЕКТ-МЕЖРЕГИОН" | Насосная штанга |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10900352B2 (en) * | 2016-12-19 | 2021-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless acoustic communication apparatus and related methods |
| US11021946B2 (en) * | 2017-07-28 | 2021-06-01 | Eog Resources, Inc. | Systems and methods for measuring loads applied to downhole structures |
| US20190360279A1 (en) * | 2018-05-24 | 2019-11-28 | Falcon Engineering Limited | Sucker rods |
| CN109798075B (zh) * | 2019-02-10 | 2020-09-01 | 北京工商大学 | 一种耐疲劳多层结构钢质抽油光杆及其加工工艺 |
| US11525351B2 (en) | 2019-04-11 | 2022-12-13 | Walter Phillips | Wellbore friction measurement, method and apparatus |
| CN112377153B (zh) * | 2020-10-29 | 2021-11-30 | 中国科学院沈阳自动化研究所 | 一种基于加速度传感器获取游梁抽油机冲程和冲次的方法 |
| CN112832745B (zh) * | 2020-12-29 | 2022-03-22 | 中国石油大学(北京) | 一种游梁式抽油机的对中测量方法及装置 |
| CN115263252A (zh) * | 2022-08-16 | 2022-11-01 | 厦门钨业股份有限公司 | 一种抽油机的间抽控制方法及系统 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1276926A1 (ru) * | 1985-07-11 | 1986-12-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Динамограф дл регистрации усилий в колонне насосных штанг |
| US5182946A (en) * | 1991-11-08 | 1993-02-02 | Amerada Hess Corporation | Portable well analyzer |
| US5589633A (en) * | 1991-12-17 | 1996-12-31 | James N. McCoy | Method and apparatus for measuring pumping rod position and other aspects of a pumping system by use of an accelerometer |
| CN2680854Y (zh) * | 2004-02-23 | 2005-02-23 | 中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司石油工程技术研究院 | 井下储存式管杆参数检测器 |
| EA011204B1 (ru) * | 2004-05-21 | 2009-02-27 | МЕТ ТЕЧ ЭлЭлСи | Конвективный акселерометр |
| RU2513600C1 (ru) * | 2010-01-29 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интегрированная система непрерывного наблюдения |
| RU2589300C1 (ru) * | 2012-05-14 | 2016-07-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Моделирование напряжения вокруг ствола скважины |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2324340A (en) * | 1941-02-08 | 1943-07-13 | Walker | Detector for pressure wave translation systems |
| US3369395A (en) * | 1964-11-03 | 1968-02-20 | Cities Service Oil Co | Formation pressure tester |
| US3316997A (en) * | 1965-02-11 | 1967-05-02 | James N Mccoy | Echo ranging apparatus |
| US3355938A (en) * | 1965-07-29 | 1967-12-05 | Shell Oil Co | Load cell with jack |
| US3398690A (en) * | 1966-08-30 | 1968-08-27 | Clair N. Deaton | Well pumping system and related control |
| US4208665A (en) * | 1978-09-22 | 1980-06-17 | Mills Manuel D | Dynamometer for monitoring sucker rod strings |
| US4305461A (en) * | 1979-03-15 | 1981-12-15 | Meyer Edward D | Well pumping apparatus |
| US4484833A (en) * | 1981-09-30 | 1984-11-27 | Consolidated Metal Products, Inc. | Sucker rod |
| US5464058A (en) * | 1993-01-25 | 1995-11-07 | James N. McCoy | Method of using a polished rod transducer |
| US5799732A (en) * | 1996-01-31 | 1998-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Small hole retrievable perforating system for use during extreme overbalanced perforating |
| US5941305A (en) * | 1998-01-29 | 1999-08-24 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
| US6212763B1 (en) * | 1999-06-29 | 2001-04-10 | Frederic M. Newman | Torque-turn system for a three-element sucker rod joint |
| US6513593B2 (en) * | 2001-04-30 | 2003-02-04 | Raj K. Prasad | Method and apparatus for reducing paraffin and asphaltene deposits in pumping oil wells |
| RU2286444C2 (ru) * | 2001-10-22 | 2006-10-27 | Йон ПЕЛЯНУ | Способ кондиционирования скважинных текучих сред и насосная штанга, предназначенная для реализации способа |
| NZ543753A (en) * | 2003-04-24 | 2008-11-28 | Shell Int Research | Thermal processes for subsurface formations |
| US7367392B2 (en) * | 2004-01-08 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore apparatus with sliding shields |
| US7615712B2 (en) * | 2006-10-31 | 2009-11-10 | Smith International, Inc. | Integrated circuit packages including damming and change protection cover for harsh environments |
| AU2009251533B2 (en) * | 2008-04-18 | 2012-08-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| US8657014B2 (en) * | 2010-03-04 | 2014-02-25 | Harbison-Fischer, Inc. | Artificial lift system and method for well |
| US20120210827A1 (en) * | 2010-10-18 | 2012-08-23 | Don Darrell Hickman | Rod tong assembly |
| US9574442B1 (en) * | 2011-12-22 | 2017-02-21 | James N. McCoy | Hydrocarbon well performance monitoring system |
| US9702232B2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-07-11 | Oilfield Equipment Development Center Limited | Rod driven centrifugal pumping system for adverse well production |
| GB2513370B (en) * | 2013-04-25 | 2019-12-18 | Zenith Oilfield Tech Limited | Data communications system |
| US9645575B2 (en) * | 2013-11-27 | 2017-05-09 | Adept Ai Systems Inc. | Method and apparatus for artificially intelligent model-based control of dynamic processes using probabilistic agents |
| US20150226053A1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive multilayer foil usage in wired pipe systems |
-
2016
- 2016-08-12 US US15/235,547 patent/US20180045032A1/en not_active Abandoned
-
2017
- 2017-08-11 CA CA3033592A patent/CA3033592A1/en active Pending
- 2017-08-11 AU AU2017310196A patent/AU2017310196B2/en active Active
- 2017-08-11 WO PCT/NO2017/050203 patent/WO2018030898A1/en active Application Filing
- 2017-08-11 MX MX2019001721A patent/MX2019001721A/es unknown
- 2017-08-11 RU RU2019106617A patent/RU2749661C2/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1276926A1 (ru) * | 1985-07-11 | 1986-12-15 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Динамограф дл регистрации усилий в колонне насосных штанг |
| US5182946A (en) * | 1991-11-08 | 1993-02-02 | Amerada Hess Corporation | Portable well analyzer |
| US5589633A (en) * | 1991-12-17 | 1996-12-31 | James N. McCoy | Method and apparatus for measuring pumping rod position and other aspects of a pumping system by use of an accelerometer |
| CN2680854Y (zh) * | 2004-02-23 | 2005-02-23 | 中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司石油工程技术研究院 | 井下储存式管杆参数检测器 |
| EA011204B1 (ru) * | 2004-05-21 | 2009-02-27 | МЕТ ТЕЧ ЭлЭлСи | Конвективный акселерометр |
| RU2513600C1 (ru) * | 2010-01-29 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интегрированная система непрерывного наблюдения |
| RU2589300C1 (ru) * | 2012-05-14 | 2016-07-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Моделирование напряжения вокруг ствола скважины |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806903C1 (ru) * | 2023-03-29 | 2023-11-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ПРОМТЕХКОМПЛЕКТ-МЕЖРЕГИОН" | Насосная штанга |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180045032A1 (en) | 2018-02-15 |
| AU2017310196B2 (en) | 2023-05-04 |
| WO2018030898A1 (en) | 2018-02-15 |
| MX2019001721A (es) | 2019-09-02 |
| CA3033592A1 (en) | 2018-02-15 |
| RU2019106617A3 (ru) | 2020-12-10 |
| AU2017310196A1 (en) | 2019-03-14 |
| RU2019106617A (ru) | 2020-09-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2749661C2 (ru) | Скважинное устройство контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг | |
| EP2386011B1 (en) | Pressure management system for well casing annuli | |
| RU2513073C2 (ru) | Способ и устройство для скважинных измерений | |
| US10815769B2 (en) | Downhole tension sensing apparatus | |
| US20090080291A1 (en) | Downhole gauge telemetry system and method for a multilateral well | |
| CN104061902B (zh) | 复合式地下深部灾害监测装置 | |
| BRPI1011355B1 (pt) | broca de perfuração para perfurar uma formação subterrânea e método para operar a broca de perfuração | |
| CN102174898B (zh) | 矿山压力监测系统 | |
| NO335588B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for kommunikasjon med ned-i-hullsanordninger i en brønnboring | |
| CN102159792A (zh) | 用于烃井的井下液位的控制 | |
| CN102797454A (zh) | 油田偏心分层注水井的测试仪及工况长期实时监测方法 | |
| CA2848865C (en) | Sensing in artificial lift systems | |
| CN106771066A (zh) | 采动覆岩运动影响矿压的模拟实验装置及协同监测方法 | |
| CN109798102A (zh) | 基于插值回归法的工程参数测量及风险监控系统 | |
| US7878266B2 (en) | Downhole force measurement | |
| GB2475074A (en) | Downhole pump incorporating an inclinometer | |
| CN114109365B (zh) | 一种钻探井动态液面监测方法 | |
| CN205805470U (zh) | 输送式井壁取芯系统 | |
| US7377319B2 (en) | Downhole device to measure and record setting motion of packers and method of sealing a wellbore | |
| CN208669296U (zh) | 一种可实现快速预警功能的随钻测量工具 | |
| CN202012372U (zh) | 矿山压力监测系统 | |
| CN201428477Y (zh) | 基于角位移的岩体变形观测报警器 | |
| CN111413730B (zh) | 地壳钻孔体积式应变仪 | |
| CN202391405U (zh) | 石油钻井钻压扭矩随钻测量仪器的刻度装置 | |
| US20200232893A1 (en) | System and method to determine fatigue life of drilling components |