RU99102971A - Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки - Google Patents
Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачкиInfo
- Publication number
- RU99102971A RU99102971A RU99102971/06A RU99102971A RU99102971A RU 99102971 A RU99102971 A RU 99102971A RU 99102971/06 A RU99102971/06 A RU 99102971/06A RU 99102971 A RU99102971 A RU 99102971A RU 99102971 A RU99102971 A RU 99102971A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- engine
- oil
- well
- speed
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims 3
- 230000035969 Vmax Effects 0.000 claims 17
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 2
- 230000001681 protective Effects 0.000 claims 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims 1
Claims (20)
1. Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, включающей расположенный на дне скважины погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, потребляющим ток известной силы, причем в верхней части скважины имеется выводной штуцер для нефти и штуцер для вывода газа, отличающийся тем, что он включает пусковой период, при подговительной стадии которого воздействует на газовыводной штуцер для приведения давления на входе в штуцер к заданному пусковому значению давления, воздействуют на нефтевыводной штуцер для приведения давления на входе в штуцер к заданному пусковому значению давления, закрывают нефтевыводной штуцер, проверяют не подключен ли электродвигатель к сети и соответствует ли состояние насоса пуску, в стадии вывода скважины в режим добычи продуктов постепенно подводят ток к двигателе до тех пор, пока насос не станет вращаться с минимальной заданной скоростью, проверяют после определенной выдержки, превосходит ли давление на входе в нефтевыводной штуцер заданного порога подъема давления, проверяют после определенной выдержки: превосходит ли потребляемый электродвигателем ток заданный порог, продолжают вращения насоса, если эти два порога преодолены, и в противном случае отключают насос, постепенно увеличивают степень открытия нефтевыводного штуцера до заданной величины, выскидают в течение предусмотренного стабилизационного периода, осуществляют контроль надежности работы путем одновременной проверки потребляемого двигателем тока и производительности скважины с использованием по меньшей мере одного показателя производительности, регулируют давления перед газовыводным штуцером до заданной пусковой величины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при установлении соответствия состояния насоса пуску убеждаются в том, что насос, являющийся насосом ротационного типа, оборудованным датчиком направления вращения, не вращается в направлении обратном нормальному направлению вращения, что время между двумя последовательными попытками пуска насоса превосходят заданное время и что после определенного количества попыток пуска, произведенных в течение предусмотренного времени, очередная попытка производится только после заранее определенной выдержки.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что потребляемый двигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого высшим и низшим порогами скорости двигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса, а при проверке потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы включает дополнительно, проверяют величину тока, соответствующего нижнему порогу, и в том случае. когда этот порог преодолевается и время после преодоления этого порога больше заданной величины, останавливают насос, проверяют после выдержки в течение заданного времени устойчивость потребляемого двигателем тока и в том случае, когда имеет место неустойчивость и ее продолжительность больше предусмотренного времени, останавливают насос.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проверках производительности скважины в качестве показателя производительности принимают по меньшей мере одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, сравнивают значения этой переменной с заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и останавливают насос при преодолении названного порога.
5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем, что в послепусковой период одновременно увеличивают скорость двигателя до заданной проектной величины, открывают нефтевыводной штуцер до степени открытия, рассчитанной на основе проектной величины скорости двигателя, воздействуют на газовыводной штуцер для поддержания давления на входе в этот штуцер на уровне, рассчитанном на основе проектной величины скорости двигателя, осуществляют последующий контроль надежности работы путем проверки потребляемого двигателем тока и производительности скважины с использованием показателей производительности.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что степень открытия нефтевыводного штуцера рассчитывают по следующей формуле:
S(нефт) = α(V-Vmin)+Smin при Vmin<V<Vmax
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера,
V - заданное значение скорости электродвигателя,
α - константа,
Smin - константа, характеризующая минимальное открытие нефтевыводного штуцера,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя.
S(нефт) = α(V-Vmin)+Smin при Vmin<V<Vmax
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера,
V - заданное значение скорости электродвигателя,
α - константа,
Smin - константа, характеризующая минимальное открытие нефтевыводного штуцера,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что давление на входе в газовыводной штуцер рассчитывают по следующей формуле:
P(газ) = β(V-Vmin)+P0 при Vmin<V<Vmax
где Р (газ) - давление на входе в газовыводной штуцер,
V - проектная величина скорости электродвигателя,
β - константа,
Ро - константа,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя,
β, Ро, Vmin и Vmах определяются на основе характеристик скважины, насоса и двигателя.
P(газ) = β(V-Vmin)+P0 при Vmin<V<Vmax
где Р (газ) - давление на входе в газовыводной штуцер,
V - проектная величина скорости электродвигателя,
β - константа,
Ро - константа,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя,
β, Ро, Vmin и Vmах определяются на основе характеристик скважины, насоса и двигателя.
8. Способ по п.5, отличающийся тем, что поскольку потребляемый двигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого высшим и низшим порогами скорости двигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса при проверках потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы дополнительно сопоставляют величину тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости двигателя в случае преодоления одного из этих порогов снижают скорость, а, если порог продолжает при этом оставаться преодоленным, останавливают насос, проверяют устойчивость потребляемого двигателем тока и в случае обнаружения неустойчивости снижают скорость до заданного значения, а, если продолжительность неустойчивости превышает предусмотренное время, останавливают насос.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что верхний и нижний пороги, зависящие от скорости двигателя, рассчитывают по следующим формулам:
I(верx) = INmin+γ(V-Vmin)+ΔI при Vmin<V<Vmax
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-ΔI при Vmin<V<Vmax
в которых I (верх) - верхний порог потребляемого двигателем тока,
I (нижн) - нижний порог потребляемого двигателем тока,
V - скорость электродвигателя,
INmin - константа, характеризующая минимальное номинальное значение потребляемого двигателем тока,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и двигателя,
γ и ΔI- константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик двигателя.
I(верx) = INmin+γ(V-Vmin)+ΔI при Vmin<V<Vmax
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-ΔI при Vmin<V<Vmax
в которых I (верх) - верхний порог потребляемого двигателем тока,
I (нижн) - нижний порог потребляемого двигателем тока,
V - скорость электродвигателя,
INmin - константа, характеризующая минимальное номинальное значение потребляемого двигателем тока,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и двигателя,
γ и ΔI- константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик двигателя.
10. Способ поп. 5, отличающийся тем, что при проверке производительности скважины принимают в качестве показателя производительности по меньшей мере одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти и сравнивают значения этой переменной с по меньшей мере одним заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и снижают скорость насоса при преодолении порога.
11. Способ по п.4 или 10, отличающийся тем, что физическую переменную, характеризующую дебит нефти, выбирают из группы переменных, включающих перепад давления, создаваемый при ограничении выхода нефти, дебит свободного газа, давление на глубине скважины на входе насоса, давление на входе нефтевыводного штуцера и температуру на выходе нефти.
12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что скважину оборудуют защитным устройством и немедленно закрывают нефте- и газовыводные штуцеры и останавливают двигатель при включении в действие этого устройства.
13. Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки, включающей расположенный на дне скважины погружной насос, приводимый в действие электродвигателем, потребляющим ток известной силы, причем в верхней части скважины имеется выходной штуцер для нефти и штуцер для вывода газа, отличающийся тем, что во время послепускового периода увеличивают скорость двигателя до заданной проектной величины, открывают нефтевыводной штуцер до степени открытия, рассчитанной на основе проектной величины скорости двигателя, воздействуют на газовыводной штуцер с целью поддержания давления на входе в этот штуцер на уровне, рассчитанном на основе проектной величины скорости двигателя, осуществляют заключительный контроль надежности работы путем проверки потребляемого двигателем тока и производительности скважины с использованием показателей производительности.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что степень открытия нефтевыводного штуцера рассчитывают по следующей формуле:
S(нефт) = α(V-Vmin)+Smin при Vmin < V <Vmax
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера,
V - заданное значение скорости электродвигателя,
α - константа,
Smin - константа, характеризующая минимальное открытие нефтевыводного штуцера,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя,
α, Smin, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и двигателя.
S(нефт) = α(V-Vmin)+Smin при Vmin < V <Vmax
где S(нефт) - степень открытия нефтевыводного штуцера,
V - заданное значение скорости электродвигателя,
α - константа,
Smin - константа, характеризующая минимальное открытие нефтевыводного штуцера,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя,
α, Smin, Vmin и Vmax определяются на основе характеристик скважины, насоса и двигателя.
15. Способ по п.13, отличающийся тем, что давление на входе в газовыводной штуцер рассчитывается по следующей формуле:
P(газ) = β(V-Vmin)+P0 при Vmin<V<Vmax
где P (газ) - давление на входе в газовыводной штуцер,
V - проектная величина скорости электродвигателя,
β - константа,
Ро - константа,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя,
β, Ро, Vmin и Vmах определяются на основе характеристик скважины, насоса и двигателя.
P(газ) = β(V-Vmin)+P0 при Vmin<V<Vmax
где P (газ) - давление на входе в газовыводной штуцер,
V - проектная величина скорости электродвигателя,
β - константа,
Ро - константа,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя,
β, Ро, Vmin и Vmах определяются на основе характеристик скважины, насоса и двигателя.
16. Способ по п.13, отличающийся тем, что поскольку потребляемый двигателем ток сопоставляется с независимыми один от другого высшим и низшим порогами скорости двигателя и преодоление одного из этих порогов приводит к остановке насоса при проверках потребляемого электродвигателем тока для соблюдения надежности его работы дополнительно сопоставляют величину тока с верхним и нижним порогами, зависящими от скорости двигателя в случае преодоления одного из этих порогов снижают скорость, а, если порог продолжает при этом оставаться преодоленным, останавливают насос, проверяют устойчивость потребляемого двигателем тока и в случае обнаружения неустойчивости снижают скорость до заданного значения, а, если продолжительность неустойчивости превышает предусмотренное время, останавливают насос.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что верхний и нижний пороги рассчитываются по следующим формулам:
I(верx) = INmin+γ(V-Vmin)+ΔI при Vmin<V<Vmax
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-ΔI при Vmin<V<Vmax
где I(верх) - верхний порог потребляемого двигателем тока,
I(нижн) - нижний порог потребляемого двигателем тока,
V - скорость электродвигателя,
INmin - константа, характеризующая минимальное номинальное значение потребляемого двигателем тока,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и двигателя,
γ и ΔI- константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик двигателя.
I(верx) = INmin+γ(V-Vmin)+ΔI при Vmin<V<Vmax
I(нижн)= INmin+γ(V-Vmin)-ΔI при Vmin<V<Vmax
где I(верх) - верхний порог потребляемого двигателем тока,
I(нижн) - нижний порог потребляемого двигателем тока,
V - скорость электродвигателя,
INmin - константа, характеризующая минимальное номинальное значение потребляемого двигателем тока,
Vmin и Vmax - соответственно, минимальная и максимальная скорости двигателя, определяемые на основе характеристик скважины, насоса и двигателя,
γ и ΔI- константы, рассчитываемые для каждой скважины на основе характеристик двигателя.
18. Способ по п.13, отличающийся тем, что при проверках производительности скважины принимают в качестве показателя производительности по меньшей мере одну физическую переменную, характеризующую дебит нефти, и сравнивают значения этой переменной с по меньшей мере одним заданным пороговым значением, преодоление которого рассматривается как признак эффективной работы, если оно сохраняется в течение заданного времени, и снижают скорость насоса в случае преодоления названного порога.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что физическую переменную, характеризующую дебит нефти, выбирают из группы переменных, включающей перепад давления, создаваемый на выходе нефти, дебит свободного газа, давление на глубине скважины на входе насоса, давление на входе нефтевыводного штуцера и температуру на выходе нефти.
20. Способ по одному из пп.13-19, отличающийся тем, что скважину оборудуют защитным устройством и немедленно закрывают нефте- и газовыводные штуцеры и останавливают двигатель при включении в действие этого устройства.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9801782 | 1998-02-13 | ||
FR9801782A FR2775018B1 (fr) | 1998-02-13 | 1998-02-13 | Methode de conduite d'un puits de production d'huile et de gaz active par un systeme de pompage |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU99102971A true RU99102971A (ru) | 2000-12-20 |
RU2216632C2 RU2216632C2 (ru) | 2003-11-20 |
Family
ID=9522969
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99102971/06A RU2216632C2 (ru) | 1998-02-13 | 1999-02-12 | Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки (варианты) |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6119781A (ru) |
BR (1) | BR9900643A (ru) |
CA (1) | CA2260333C (ru) |
FR (1) | FR2775018B1 (ru) |
GB (1) | GB2334275B (ru) |
NO (1) | NO320870B1 (ru) |
OA (1) | OA11102A (ru) |
RU (1) | RU2216632C2 (ru) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2783558B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif |
NO992947D0 (no) * | 1999-06-16 | 1999-06-16 | Jon Kore Heggholmen | Metode og sammenstilling av komponenter for Õ utvinne mer olje og gass fra olje/gass reservoarer |
US6937923B1 (en) * | 2000-11-01 | 2005-08-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Controller system for downhole applications |
US7011152B2 (en) | 2002-02-11 | 2006-03-14 | Vetco Aibel As | Integrated subsea power pack for drilling and production |
GB2387977B (en) * | 2002-04-17 | 2005-04-13 | Abb Offshore Systems Ltd | Control of hydrocarbon wells |
FR2840952A1 (fr) * | 2002-06-13 | 2003-12-19 | Schlumberger Services Petrol | Installation d'extraction d'hydrocarbures pour puits de forage |
US20080154510A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for automated choke control on a hydrocarbon producing well |
US20080203734A1 (en) * | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Mark Francis Grimes | Wellbore rig generator engine power control |
NO20072954A (no) * | 2007-06-11 | 2008-07-07 | Shore Tec Consult As | Gassdrevet pumpeanordning og fremgangsmåte for pumping av en væske i en brønn |
GB2450157B (en) | 2007-06-15 | 2011-12-21 | Baker Hughes Inc | System for determining an initial direction of rotation of an electrical submersible pump |
FR2925569B1 (fr) * | 2007-12-20 | 2010-01-22 | Total Sa | Procede de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures |
US8155942B2 (en) * | 2008-02-21 | 2012-04-10 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for efficient well placement optimization |
FR2944828B1 (fr) * | 2009-04-23 | 2012-08-17 | Total Sa | Procede d'extraction d'hydrocarbures d'un reservoir et une installation d'extraction d'hydrocarbures |
US8480376B2 (en) * | 2009-08-27 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Device, computer program product and computer-implemented method for backspin detection in an electrical submersible pump assembly |
CN102787829B (zh) * | 2011-05-20 | 2015-03-25 | 大港油田集团有限责任公司 | 压裂与无泵采油一体化工艺管柱及其作业方法 |
CN102747987A (zh) * | 2012-07-04 | 2012-10-24 | 刘庆敏 | 套管气收集装置及方法 |
US9528355B2 (en) * | 2013-03-14 | 2016-12-27 | Unico, Inc. | Enhanced oil production using control of well casing gas pressure |
GB2538686B (en) | 2014-04-03 | 2021-04-07 | Sensia Netherlands B V | State estimation and run life prediction for pumping system |
CN105952420A (zh) * | 2016-05-27 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气井的防砂方法 |
US10865635B2 (en) | 2017-03-14 | 2020-12-15 | Baker Hughes Oilfield Operations, Llc | Method of controlling a gas vent system for horizontal wells |
US10947821B2 (en) * | 2017-08-23 | 2021-03-16 | Robert J. Berland | Oil and gas production well control system and method |
US11649705B2 (en) * | 2017-08-23 | 2023-05-16 | Robert J Berland | Oil and gas well carbon capture system and method |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US34111A (en) * | 1862-01-07 | Improvement in printing-presses | ||
US4989671A (en) * | 1985-07-24 | 1991-02-05 | Multi Products Company | Gas and oil well controller |
US4676313A (en) * | 1985-10-30 | 1987-06-30 | Rinaldi Roger E | Controlled reservoir production |
US4798247A (en) * | 1987-07-15 | 1989-01-17 | Otis Engineering Corporation | Solenoid operated safety valve and submersible pump system |
US5193985A (en) * | 1990-01-10 | 1993-03-16 | Uniflo Oilcorp, Ltd. | Pump control system for a downhole motor-pump assembly and method of using same |
US6006832A (en) * | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
FR2730767B1 (fr) * | 1995-02-21 | 1997-04-18 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de regulation d'un ensemble de pompage polyphasique |
US5634522A (en) * | 1996-05-31 | 1997-06-03 | Hershberger; Michael D. | Liquid level detection for artificial lift system control |
US5823262A (en) * | 1996-04-10 | 1998-10-20 | Micro Motion, Inc. | Coriolis pump-off controller |
US5819848A (en) * | 1996-08-14 | 1998-10-13 | Pro Cav Technology, L.L.C. | Flow responsive time delay pump motor cut-off logic |
US5941305A (en) * | 1998-01-29 | 1999-08-24 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
US5967234A (en) * | 1998-05-02 | 1999-10-19 | Petroenergy Llc | Method of and device for production of hydrocarbons |
-
1998
- 1998-02-13 FR FR9801782A patent/FR2775018B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-02-04 US US09/244,047 patent/US6119781A/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-09 GB GB9902741A patent/GB2334275B/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-09 NO NO19990596A patent/NO320870B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-02-12 CA CA002260333A patent/CA2260333C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-12 BR BR9900643-0A patent/BR9900643A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-02-12 OA OA9900030A patent/OA11102A/fr unknown
- 1999-02-12 RU RU99102971/06A patent/RU2216632C2/ru active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU99102971A (ru) | Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки | |
CN106130419B (zh) | 直流电机控制装置、控制方法、直流电机及空气净化器 | |
RU2216632C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины, осуществляющей добычу нефти и газа, активированную системой подкачки (варианты) | |
US6595757B2 (en) | Air compressor control system | |
JP5330945B2 (ja) | 油圧システム及びこれを備えた風力発電装置 | |
CN105846755B (zh) | 电动工具以及电机的控制方法 | |
CN102444570B (zh) | 家用电器排放泵的控制方法以及实施该方法的处理单元 | |
CN105926236A (zh) | 洗衣机的脱水控制方法和洗衣机 | |
CN106246331B (zh) | 可检查功能的阻气门设备 | |
US6078107A (en) | Process and device for shutting off a motor vehicle heating device | |
US6135720A (en) | Air compressors of sliding vane eccentric rotor type | |
KR100946799B1 (ko) | 냉각 장치 및 그 제어 방법 | |
JPS6042357B2 (ja) | 水車又はポンプ水車の運転方法 | |
JP2001041190A (ja) | 水中ポンプ | |
JP3302788B2 (ja) | タービン制御装置および原子炉隔離時冷却系制御システム | |
EP3832135A1 (en) | Compressor and method of operating same | |
JPH0672599B2 (ja) | 可変速ポンプの落水防止装置及び運転方法 | |
CN116776074B (zh) | 一种电子水泵堵转识别方法及装置 | |
JP2019086004A (ja) | 自吸式ポンプの運転装置、液体供給装置、及び自吸式ポンプの運転方法 | |
JP2021008843A (ja) | 冷却系制御装置 | |
CA2289343C (en) | Apparatus and method of protecting a water pump driven by a combustion engine from high speed damage | |
JP2003110170A (ja) | レーザ発振装置 | |
JP2001115802A (ja) | タービン制御装置 | |
JP2514962B2 (ja) | 水力機械の運転方法 | |
JP2005245175A (ja) | ブラシレスモータの駆動回路の可変型電流リミッタ方式 |