EA034703B1 - Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса - Google Patents
Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса Download PDFInfo
- Publication number
- EA034703B1 EA034703B1 EA201800335A EA201800335A EA034703B1 EA 034703 B1 EA034703 B1 EA 034703B1 EA 201800335 A EA201800335 A EA 201800335A EA 201800335 A EA201800335 A EA 201800335A EA 034703 B1 EA034703 B1 EA 034703B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pump
- cylinder
- deep
- well pump
- automatic measurement
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к технологии диагностики оборудования, и может быть использовано в системах мониторинга состояния глубинных насосов нефтяных скважин и контроля их производительности. Способ заключается в измерении давления в устье скважины датчиками, расположенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ). Технический эффект заявляемого изобретения состоит в точности измерения, простоте способа, удобстве и простоте непосредственного автоматического измерения степени заполнения цилиндра глубинного насоса и незначительного дополнительного узла оборудования скважины.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к технологии диагностики оборудования, и может быть использовано в системах мониторинга состояния глубинных насосов нефтяных скважин и контроля их производительности.
Известно (1), что эксплуатация нефтяных скважин глубинными штанговыми насосами является одним из распространенных и основных способов добычи нефти, особенно для малодебитных скважин. Однако достаточно быстрый износ плунжерной пары, насосно-компрессорных труб и штанг вследствие трения, приводящих к снижению производительности оборудования, а также трудоемкость операций по замене и ремонту глубинных насосов обусловливает актуальность разработки способов диагностики технического состояния ГНУ и, в частности, как показатель технического состояния ГНУ - степень или коэффициент заполнения насоса. Параметр степени заполнения цилннлра насоса как один из контролируемых параметров важен для оперативного управления работой скважины и повышения эффективности нефтедобычи.
Известен (2) способ определения заполнения глубинного штангового насоса, включающий регистрацию кривой (ватматграммы) потребляемой электродвигателем мощности при ходе штанг вниз. Из указанной кривой выделяют кривую, соответствующую второй гармонике по отношению к частоте качания штангового насоса, после чего определяют кривую, соответствующую разности между кривыми потребляемой электродвигателем мощности и второй гармоникой, фиксируют на ней момент начала нарастания максимальной пики мощности и по величине мощности, соответствующей этому моменту, определяют коэффициент заполнения насоса.
Известен способ (3) определения степени заполнения цилиндра глубинного насоса с помощью построения динамограммы.
Известен (4) способ диагностики состояния глубинного насоса по пьезограмме, в котором заполнение насоса определяют по диагностическим показателям (ДП) и 2ШИ, - максимальное и минимальное значение ДП (или давление на устье НКТ перед обратным клапаном). Указанный показатель позволяет более точно по сравнению (2, 3) диагностировать полноту заполнения насоса построением пьезограммы, но общим недостатоком известных способов (2, 3, 4) является то, что все указанные способы достаточно объемные по выполнению и позволяют получить значение степени заполнения насоса только коссвенно, используя построение ватметрограмм, динамограмм и пьезограмм и проводя сложные расчеты, которые дают очень большую погрешность.
Задача изобретения состоит в создании простого и эффективного способа автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра насоса.
Сущность изобретения состоит в способе автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса. Способ заключается в измерении давления в устье скважины датчиками, расположенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ). Одна точка измерения находится в устье эксплуатационной колонны, а вторая ниже на расстоянии, соответствующем 1/2 высоты цилиндра используемого насоса, а коэффициент заполнения цилиндра вычисляется по формуле
где l - длина цилиндра насоса, см;
Ah - высота жидкости между датчиками измерения давления.
Анализ источников в данной области не выявил аналогичные технические решения. Заявляемое изобретение отличается от известных в этой области (2, 3, 4) точностью измерения, простотой способа, не требующего сложных устройств для выполнения способа, быстротой расчета, что дает возможность оперативно регулировать процесс добычи нефти.
В процессе накопленного опыта было установлено, что цилиндр глубинного насоса всегда бывает заполнен не менее чем на 1/2 его высоты, а разность давления, измеряемого в двух указанных точках, всегда пропорциональна высоте заполнения цилиндра насоса.
На чертеже проиллюстрирована принципиальная схема устройства для выполнения способа. где 1 датчик, расположенный в устье насосно-компрессорной трубы; 2 - датчик, расположенный на насоснокомпрессорной трубе ниже датчика 1, на расстоянии 1/2 высоты цилиндра используемого насоса, 3 дифманометр; 4 - датчик уровня жидкости; 5 - преобразователь; 6 - блок расчета и управления; 7 - шток колонны штанг; 8 - выкидная линия скважины; 9 - эксплуатационная скважина; 10 - насоснокомпрессорная труба (НКТ).
Способ осуществляется следующим образом.
Измеряется перепад давления между датчиками давления, установленными в устье НКТ на расстоянии половины длины l цилиндра, применяемого на данной скважине насоса, h = 1/2 l. Выходы датчиков давления соединены с камерами дифференциального манометра типа САПФИР 2, выход которого соединен с блоком 6 расчета и управления. Причем нижний датчик соединен с положительной камерой, а верхний - с отрицательной. Лабораторным путем определяются плотности воды и нефти (рв, рн), а также количество воды в жидкости в долях (α). Так как характеристики разрабатываемого пласта достаточно стабильны, то лабораторные измерения осуществляют не чаще одного раза в месяц.
- 1 034703
Высота жидкости между датчиками определяется по формуле
Ы1 = Ьр/ржд;
где Рж Рв + (3~ >Ри>
рж, рв, рн - плотность жидкости, воды и нефти, кг/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
α - содержание воды в жидкости, д.;
Коэффициент заполнения цилиндра насоса определяется по формуле β = (4+Δ/ι)100%, если Ah = 0, то коэффициент заполнения цилиндра насоса β = 50%;
если Ah = 1/2 l, то β = 100%;
если Ah = 1/3 l, то β = 1/2 l + 1/3 l = 5/6 l 100% = 83,3%; и т.д.
Технический эффект заявляемого изобретения состоит в точности измерения, простоте способа, удобстве и простоте непосредственного автоматического измерения степени заполнения цилиндра глубинного насоса и незначительного дополнительного узла оборудования скважины.
Литература.
1. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е.,Светланова С.Б. Динамометрирование, моделирование и диагностика глубинной штанговой установки. Журнал Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2011 г. № 3.
2. Авт. св. № 3561816 Способ определения коэффициента заполнения глубинного штангового насоса, 10.03.83.
3. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978 г.
3. Евразийский патент № 023666 Способ диагностики состояния глубинного насоса 30.10.2015.
Claims (1)
- Способ определения коэффициента заполнения цилиндра глубинного насоса, при котором измеряют давление в устье скважины датчиками, расположенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ), одна из которых находится в устье эксплуатационной колонны, а вторая - ниже на расстоянии, соответствующем 1/2 длины цилиндра насоса, и вычисляют коэффициент заполнения цилиндра по формулеД = (-/+ЛП)100%? где l - длина цилиндра насоса, см;Ah - высота жидкости между датчиками измерения давления.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800335A EA034703B1 (ru) | 2018-05-15 | 2018-05-15 | Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800335A EA034703B1 (ru) | 2018-05-15 | 2018-05-15 | Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800335A1 EA201800335A1 (ru) | 2019-11-29 |
| EA034703B1 true EA034703B1 (ru) | 2020-03-10 |
Family
ID=68653572
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800335A EA034703B1 (ru) | 2018-05-15 | 2018-05-15 | Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034703B1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA038382B1 (ru) * | 2019-12-05 | 2021-08-19 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ определения коэффициента наполнения цилиндра штангового глубинного насоса |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA038622B1 (ru) * | 2020-01-24 | 2021-09-23 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ определения коэффициента наполнения цилиндра глубинного насоса |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3527094A (en) * | 1967-08-04 | 1970-09-08 | Shell Oil Co | Apparatus for analyzing sucker-rod wave motion |
| RU2532488C1 (ru) * | 2013-06-24 | 2014-11-10 | Закрытое акционерное общество "Промышленная группа "Инженерные технологии" (ЗАО ПГ "Инженерные технологии") | Способ оптимизации процесса добычи нефти |
| EA023666B1 (ru) * | 2014-04-29 | 2016-06-30 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ диагностики состояния глубинного насоса |
-
2018
- 2018-05-15 EA EA201800335A patent/EA034703B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3527094A (en) * | 1967-08-04 | 1970-09-08 | Shell Oil Co | Apparatus for analyzing sucker-rod wave motion |
| RU2532488C1 (ru) * | 2013-06-24 | 2014-11-10 | Закрытое акционерное общество "Промышленная группа "Инженерные технологии" (ЗАО ПГ "Инженерные технологии") | Способ оптимизации процесса добычи нефти |
| EA023666B1 (ru) * | 2014-04-29 | 2016-06-30 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ диагностики состояния глубинного насоса |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA038382B1 (ru) * | 2019-12-05 | 2021-08-19 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ определения коэффициента наполнения цилиндра штангового глубинного насоса |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800335A1 (ru) | 2019-11-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9810212B2 (en) | Fluid load line calculation and concavity test for downhole pump card | |
| RU2556781C2 (ru) | Устройство для анализа и управления системой возвратно-поступательного насоса путем определения карты насоса | |
| US9200509B2 (en) | System and method for measuring well flow rate | |
| CN105257279A (zh) | 一种抽油机井动液面的测量方法 | |
| US10781813B2 (en) | Controller for a rod pumping unit and method of operation | |
| EA034703B1 (ru) | Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса | |
| CN101871344B (zh) | 一种称重式气井井筒液面位置的确定方法 | |
| Carlsen et al. | Utilizing instrumented stand pipe for monitoring drilling fluid dynamics for improving automated drilling operations | |
| CA3116804A1 (en) | System and method for operating downhole pump | |
| RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
| CN206785355U (zh) | 抽油机专用单向阀式流量传感器 | |
| RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
| US20210270124A1 (en) | Method for distinguishing authenticity of high-pressure physical property parameters of oil reservoirs | |
| EA025383B1 (ru) | Способ управления процессом подачи глубинного насоса и устройство для его осуществления | |
| CN110567845A (zh) | 液体密度监测装置及方法 | |
| EA038622B1 (ru) | Способ определения коэффициента наполнения цилиндра глубинного насоса | |
| EA037811B1 (ru) | Способ диагностики утечки пластовой жидкости при работе штангового глубинного насоса и устройство для его осуществления | |
| EA023666B1 (ru) | Способ диагностики состояния глубинного насоса | |
| RU2676109C1 (ru) | Способ контроля влагосодержания продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2018644C1 (ru) | Способ исследования скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки | |
| RU2724728C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| RU2511077C1 (ru) | Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар | |
| RU2795012C1 (ru) | Способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине | |
| EA044042B1 (ru) | Способ диагностики утечки пластовой жидкости при работе штангового глубинного насоса | |
| RU2608642C1 (ru) | Способ измерения дебита скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |