[go: up one dir, main page]

RU2018101976A - Способы и устройство для определения добычи скважинных насосов - Google Patents

Способы и устройство для определения добычи скважинных насосов Download PDF

Info

Publication number
RU2018101976A
RU2018101976A RU2018101976A RU2018101976A RU2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A RU 2018101976 A RU2018101976 A RU 2018101976A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
stroke
area
dynamogram
preceding paragraphs
Prior art date
Application number
RU2018101976A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2018101976A3 (ru
RU2726697C2 (ru
Inventor
Томас Мэтью МИЛЛЗ
Original Assignee
Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US14/753,335 external-priority patent/US10352149B2/en
Application filed by Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз filed Critical Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз
Publication of RU2018101976A publication Critical patent/RU2018101976A/ru
Publication of RU2018101976A3 publication Critical patent/RU2018101976A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2726697C2 publication Critical patent/RU2726697C2/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/126Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
    • E21B43/127Adaptations of walking-beam pump systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • E21B47/009Monitoring of walking-beam pump systems
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04BPOSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B51/00Testing machines, pumps, or pumping installations
    • GPHYSICS
    • G16INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16ZINFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00Subject matter not provided for in other main groups of this subclass

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)
  • Reciprocating Pumps (AREA)
  • Details And Applications Of Rotary Liquid Pumps (AREA)
  • Financial Or Insurance-Related Operations Such As Payment And Settlement (AREA)
  • Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Claims (42)

1. Способ, включающий:
измерение первого количества жидкости, добываемой из скважины насосом в течение первого хода насоса;
вычисление первой динамограммы насоса на основании первого хода;
определение первой площади первой динамограммы насоса;
определение коэффициента пропорциональности утечки насоса на основании первого количества добываемой жидкости и первой площади;
вычисление второй динамограммы насоса на основании второго хода насоса;
определение второй площади второй динамограммы насоса; и
определение второго количества жидкости, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение первого коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, в котором коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение идеальной площади первой динамограммы насоса, в котором первый коэффициент заполняемости насоса основывается на соотношении определенной первой площади первой динамограммы насоса и идеальной площади первой динамограммы насоса.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение того, заякорена ли колонна НКТ насоса.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что, если колонна НКТ не заякорена, идеальная площадь первой динамограммы насоса основывается на модуле упругости материала колонны НКТ, площади поперечного сечения насоса и длине незаякоренной колонны НКТ.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение второго коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, в котором второе количество добываемой жидкости дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий определение разности давления на насосе в течение первого хода на основании первого коэффициента заполняемости насоса, в котором коэффициент пропорциональности утечки дополнительно определяется на основании разности давления на насосе.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что первое количество добываемой жидкости измеряется с использованием сепаратора.
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий:
вычисление третьей динамограммы насоса на основании третьего хода насоса;
определение третьей площади третьей динамограммы насоса;
определение третьего количества жидкости, добываемой насосом в течение третьего хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и третьей площади; и
суммирование второго количества и третьего количества для определения общего количества текучей среды, добываемой насосом в течение второго и третьего ходов.
10. Устройство, содержащее:
корпус, предназначенный для использования с насосной установкой, имеющей скважинный насос; и
процессор, расположенный в корпусе, причем процессор предназначен для:
определения первой площади первой динамограммы насоса на основании первого хода насоса;
определения коэффициента пропорциональности утечки насоса на основании первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода, и первой площади;
определения второй площади второй динамограммы насоса на основании второго хода насоса; и
определения второго количества жидкости, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
11. Устройство по п. 10, дополнительно содержащее сепаратор, причем сепаратор предназначен для измерения первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода.
12. Устройство по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что процессор предназначен для определения первого коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, в котором коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.
13. Устройство по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что процессор предназначен для определения второго коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение второго хода, в котором второе количество добываемой текучей среды дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса.
14. Устройство по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что процессор предназначен для определения давления на входе насоса в течение второго хода на основании второго коэффициента заполняемости насоса.
15. Устройство по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающее двигатель для управления насосом, процессор для управления скоростью двигателя на основании давления на входе насоса.
16. Материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий команды, которые при их выполнении принуждают машину по меньшей мере:
вычислять первую динамограмму насоса на основании первого хода скважинного насоса;
определять первую площадь первой динамограммы насоса;
определять коэффициент пропорциональности утечки насоса на основании первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода, и первой площади;
вычислять вторую динамограмму насоса на основании второго хода насоса; и
определять второе количество текучей среды, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
17. Материальный машиночитаемый носитель данных по п. 16, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять первый коэффициент заполняемости насоса для насоса в течение первого хода, при этом коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.
18. Материальный машиночитаемый носитель данных по любому из предшествующих пунктов, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять второй коэффициент заполняемости насоса для насоса в течение второго хода, при этом второе количество добываемой жидкости дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса.
19. Материальный машиночитаемый носитель данных по любому из предшествующих пунктов, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять идеальную площадь второй динамограммы насоса, при этом второй коэффициент заполняемости насоса основывается на соотношении определенной второй площади второй динамограммы насоса и идеальной площади второй динамограммы насоса.
20. Материальный машиночитаемый носитель данных по любому из предшествующих пунктов, в котором команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять разность давления на насосе в течение второго хода на основании второго коэффициента заполняемости насоса.
RU2018101976A 2015-06-29 2016-06-29 Способы и устройство для определения объема добычи скважинных насосов RU2726697C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/753,335 2015-06-29
US14/753,335 US10352149B2 (en) 2014-03-25 2015-06-29 Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
PCT/US2016/039939 WO2017004110A1 (en) 2015-06-29 2016-06-29 Methods and apparatus to determine production of downhole pumps

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2018101976A true RU2018101976A (ru) 2019-07-30
RU2018101976A3 RU2018101976A3 (ru) 2019-12-24
RU2726697C2 RU2726697C2 (ru) 2020-07-15

Family

ID=56411914

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018101976A RU2726697C2 (ru) 2015-06-29 2016-06-29 Способы и устройство для определения объема добычи скважинных насосов

Country Status (10)

Country Link
EP (1) EP3314087B1 (ru)
JP (1) JP6875053B2 (ru)
CN (2) CN206757617U (ru)
AR (1) AR105175A1 (ru)
BR (1) BR112017028098B1 (ru)
CA (1) CA2990440A1 (ru)
MX (1) MX2017017007A (ru)
RU (1) RU2726697C2 (ru)
SA (1) SA517390595B1 (ru)
WO (1) WO2017004110A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN206757617U (zh) * 2015-06-29 2017-12-15 布里斯托公司商用名远程自动化解决方案 用于确定井下泵的产量的装置及有形机器可读储存设备
CN108729902B (zh) * 2018-05-03 2021-09-10 西安永瑞自动化有限公司 抽油机在线故障诊断系统及其诊断方法
CN109899057B (zh) * 2019-01-31 2023-06-30 中国石油化工股份有限公司 稠油井示功图算产的方法
CN113445994B (zh) * 2021-07-06 2022-06-07 燕山大学 基于连续系统振型叠加法的抽油机井泵功图转化方法
CN114837623B (zh) * 2022-05-05 2023-08-29 陈跃 一种基于有杆轨道泵的采油装置与方法
CN116838323B (zh) * 2023-08-04 2023-12-05 大庆石油管理局有限公司 一种塔架式抽油机安全防护方法

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1048167A1 (ru) * 1980-12-29 1983-10-15 Safarov Murat R Устройство дл автоматического диагностировани состо ни скважинной штанговой насосной установки
US5237863A (en) * 1991-12-06 1993-08-24 Shell Oil Company Method for detecting pump-off of a rod pumped well
US5252031A (en) * 1992-04-21 1993-10-12 Gibbs Sam G Monitoring and pump-off control with downhole pump cards
RU2097553C1 (ru) * 1996-06-25 1997-11-27 Василий Иванович Федотов Устройство для контроля технического состояния штанговых глубинных насосов
US6857474B2 (en) * 2001-10-02 2005-02-22 Lufkin Industries, Inc. Methods, apparatus and products useful in the operation of a sucker rod pump during the production of hydrocarbons
DE602005006305T2 (de) * 2004-11-01 2009-06-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Verfahren und system zur dosierung der produktion von ölbohrlöchern
US7212923B2 (en) * 2005-01-05 2007-05-01 Lufkin Industries, Inc. Inferred production rates of a rod pumped well from surface and pump card information
US8036829B2 (en) * 2008-10-31 2011-10-11 Lufkin Industries, Inc. Apparatus for analysis and control of a reciprocating pump system by determination of a pump card
US8328527B2 (en) * 2009-10-15 2012-12-11 Weatherford/Lamb, Inc. Calculation of downhole pump fillage and control of pump based on said fillage
CN102184414B (zh) * 2011-05-16 2013-03-13 中国石油天然气股份有限公司 泵示功图的识别和判断方法及其系统
US8849594B2 (en) * 2011-07-20 2014-09-30 Lufkin Industries, Inc. Methods for measuring leakage rate and inferring production rate of an oilfield downhole pump
EP2776715B1 (en) * 2011-11-08 2020-01-22 Lufkin Industries, LLC Low profile rod pumping unit with pneumatic counterbalance for the active control of the rod string
US9574442B1 (en) * 2011-12-22 2017-02-21 James N. McCoy Hydrocarbon well performance monitoring system
CN103541723B (zh) * 2013-11-12 2016-03-30 丁涛 基于地面示功图面积变化的抽油机井实时工况诊断方法
US20150275650A1 (en) * 2014-03-25 2015-10-01 Bristol, Inc., D/B/A Remote Automated Solutions Methods and apparatus to determine production of downhole pumps
CN104295286A (zh) * 2014-08-11 2015-01-21 西安理工大学 一种有杆式抽油机运行工况智能识别方法
CN206757617U (zh) * 2015-06-29 2017-12-15 布里斯托公司商用名远程自动化解决方案 用于确定井下泵的产量的装置及有形机器可读储存设备

Also Published As

Publication number Publication date
AR105175A1 (es) 2017-09-13
CN106326630A (zh) 2017-01-11
BR112017028098A2 (pt) 2018-08-28
CN106326630B (zh) 2022-01-18
RU2018101976A3 (ru) 2019-12-24
CA2990440A1 (en) 2017-01-05
JP2018519446A (ja) 2018-07-19
EP3314087A1 (en) 2018-05-02
CN206757617U (zh) 2017-12-15
WO2017004110A1 (en) 2017-01-05
BR112017028098B1 (pt) 2022-10-04
JP6875053B2 (ja) 2021-05-19
EP3314087B1 (en) 2019-08-07
RU2726697C2 (ru) 2020-07-15
SA517390595B1 (ar) 2023-01-04
MX2017017007A (es) 2018-04-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2018101976A (ru) Способы и устройство для определения добычи скважинных насосов
RU2016139143A (ru) Способы и устройство для определения производительности скважинных насосов
RU2011118233A (ru) Жидкостный насос, выполненный в виде мэмс, с встроенным датчиком давления для обнаружения нарушений функционирования
RU2020112954A (ru) Система для промывания через анус и/или стому и способ управления подобной системой
RU2016151717A (ru) Насосная система, а также способ определения расхода в насосной системе
ATE385194T1 (de) Liquor-drainagesystem
WO2012163497A3 (de) Verfahren und vorrichtung zur bestimmung von gas in einer durch eine pumpvorrichtung gepumpten flüssigkeit
JP6944100B2 (ja) 液圧シリンダ装置及び液圧シリンダ装置の作動液漏れ検出方法
MX2016002789A (es) Metodo de, y aparato para, monitoreo de los recursos disponibles de un cilindro de gas.
RU2681556C2 (ru) Гидроцилиндр с измерительной системой для определения положения поршня и способ выявления утечки через уплотнение в гидроцилиндре
RU2015129796A (ru) Определение налета с использованием потокового зонда
EA201390533A1 (ru) Дозирующий жидкостной насос и устройство для определения изменения давления для такого насоса
EA201070303A1 (ru) Устройство и способ определения уровня заполнения бака стиральной машины
MX2014010102A (es) Sistema y método para medir la velocidad de flujo del pozo.
US8322995B2 (en) Calculation of downhole pump fillage and control of pump based on said fillage
CN104632153A (zh) 水驱油气藏型储气库水体往复运移规律的实验系统
RU2010139992A (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
CN203616063U (zh) 一种气门油封静密封性能的检测装置
KR101476999B1 (ko) 유압실린더의 내부 누유 측정 장치
RU2009111247A (ru) Способ определения пограничного уровня текучей среды
CN111042779B (zh) 一种基于地面示功图计算视吸水指数的方法
RU2566419C1 (ru) Способ определения расхода воды
RU139008U1 (ru) Устройство для определения технического состояния насоса
RU2010152592A (ru) Способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин
RU2008136461A (ru) Способ испытания насосов