Пристрій для аналізу та управління системою зворотно-поступального насоса шляхом визначення карти насоса

 

Область техніки, до якої належить винахід

Даний винахід відноситься до пристрою, яке визначає робочі характеристики насосної свердловини. Більш конкретно, винахід направлено на пристрій для визначення умов всередині свердловини штанговим глибинними насосами у вертикальній свердловині або похилій свердловині за даними з поверхні свердловини, які отримують, вимірюють і обробляють. Винахід відноситься до аналізу проблем, що виникають при відкачуванні під час експлуатації систем штангового глибинного насоса в таких свердловинах. Вертикальна свердловина представляє собою щілину, яка пробурена, по суті, вертикаллю в землю, а похила свердловина представляє собою щілину, яка розташована в землі не вертикально відносно поверхні. Похила свердловина може представляти собою горизонтальну свердловину, яка відходить від її вертикального ділянки.

Ще більш конкретно, винахід відноситься до кращого контролера для аналізу робочих характеристик глибинного насоса в похилій свердловині порівняно зі способами, описаними в способах попереднього рівня техніки, розроблених для номінально вертикальної свердловини, �іі глибоких свердловин, таких як нафтові свердловини, повсюдно використовують послідовність взаємно сполучених насосних штанг для з'єднання пристрою приводу, розташованого на поверхні, з насосом, який встановлений на дні свердловини. Ця послідовність насосних штанг зазвичай називається колоною насосних штанг або насосної штангою, має верхню насосну штангу, що проходить через гирло обсадної труби свердловини для з'єднання з пристроєм приводу, таким як гойдалка насосної установки балансирного типу, через з'єднувальний пристрій, зазвичай зване підвіскою насосної штанги. Гирло обсадної труби свердловини включає в себе засіб для забезпечення ковзного переміщення верхньої насосної штанги, яка зазвичай називається "устьевим сальниковим штоком".

На фіг.1 представлена свердловина зі штанговим насосом попереднього рівня техніки, показаним для номінально вертикальної свердловини.

На фіг.2 представлена вимірювальна установка на поверхні попереднього рівня техніки, за допомогою якої вимірюють показання поверхневого динамометра ("карти").

На фіг.1 показана номінальна вертикальна свердловина, має звичайну обсадну трубу 10 свердловини, що проходить від поверхні оложенний на її нижньому кінці. Циліндр 13 насоса містить всмоктуючий клапан 14 і плунжер або поршень 15, який, у свою чергу, містить нагнітальний клапан 16. Плунжер 15 приводиться в дію з допомогою зчленованою насосної штанги 17, яка йде від поршня 15 вгору через експлуатаційну колону до поверхні і з'єднана на її верхньому кінці за допомогою з'єднання з 18 устьевим сальниковим штоком 19, який проходить через фланцеве ущільнення 20 в гирлі свердловини.

На фіг.2 показано, що верхній кінець гирлового сальникового штока 19 з'єднаний з підвісною штангою 23, яка звисає з верстати-качалки 24 на двох сталевих тросах 25. Підвісна штанга 23 має U-подібної форми паз 26 для прийому сальникового штока 19. Фіксуюча заслінка 27 запобігає вихід сальникового штока з паза 26. U-подібної форми платформа 28 утримується на місці у верхній частині підвісної штанги 23 з допомогою затискача 29. Аналогічний затискач 30 розташований нижче підвісний штанги 23. Підвісний тензометричний датчик 33 навантаження з'єднаний з платформою 28. Електричний кабель 34 проведений між датчиком 33 навантаження, і пристроєм 50 управління свердловиною. Туго натягнутий дріт 36 веде від підвісної штанги 23 до датчика 37 зсуву (див. фіг.1). Датчик 37 зміщення також з'єднаний з ус� 33 навантаження являє собою звичайний пристрій і працює добре відомим чином у цій галузі техніки. Коли платформа 28 навантажена, вона стає коротше і ширше поєднання осьового і поперечного напруги. Оскільки провід тензометричного датчика 33 з'єднаний з платформою 28, на нього також впливає аналогічне напруга. В результаті для струму, що проходить через дріт тензометричного датчика, збільшується поперечний переріз дроту, по якому він протікає, і при цьому говорять, що провід має менший опір. Коли підвісна штанга 23 рухається вгору і вниз, електричний сигнал, який співвідносить опір тензометричного датчика з навантаженням на сальниковий шток, передають від підвісного датчика 33 навантаження пристрою 50 управління свердловиною через електричний кабель 34.

Датчик 37 зміщення являє собою звичайний пристрій і працює добре відомим способом для фахівців в даній області техніки. Модуль 37 датчика зміщення являє собою потенціометр з нескінченним роздільною здатністю з приводом за принципом "трос і котушка", який обладнаний вузлом зворотного намотування з постійним натягом (привід через "инвертирующую" пружину). По мірі того, як підвісна штанга 23 рухається вгору і вниз, натягнутий дріт 36 активує потенціометр з приводом від катум сальникового штока, і його також передають пристрою 50 управління свердловиною. Інші засоби для одержання сигналу зміщення добре відомі в області техніки визначення характеристик насосної свердловини.

Пристрій 50 управління свердловиною записує сигнал зміщення як функцію часу разом з сигналом навантаження на шток як функцію часу.

У глибоких свердловинах довга насосна штанга має значне розтягнення, розподілену масу і т. д., і рух на кінці насоса може радикально відрізнятися від руху, заданого на верхньому кінці. У ранні роки виробництва штангових насосів динамометр сальникового штока представляв собою основний засіб для аналізу характеристики зі свердловин штанговими насосами. Динамометр являє собою інструмент, який записує криву, зазвичай звану "картою" навантаження сальникового штока, в залежності від зміщення. Форма кривої або "карти" відображає умови, які переважають в цій свердловині. Уявляється, що умови на дні свердловини можуть бути визначені шляхом візуального вивчення карти сальникового штока або "поверхневої карти". Із-за різноманітності форм карт, однак, часто неможливо провести діагностику умов глибинного насоса виключить�ограмм спосіб візуальної інтерпретації забезпечує лише дані на дні свердловини, які є якісними за своєю природою. В результаті, часто необхідно використовувати складний пристрій і процедури для безпосереднього виконання вимірювання на дні свердловини, для того щоб точно визначити робочі характеристики на різних рівнях глибини всередині свердловини.

У 1936 р. W. E. Gilbert і S. B. Sargent розкрили інструмент, який буквально безпосередньо вимірював подповерхностную динамограмму. Він представляв собою механічний пристрій, що спочатку використовувалася над насосом в колоні насосних штанг. Він забезпечував можливість збору малої кількості динамограмм перед вилученням шляхом витягування цих насосних штанг на поверхню. Він розмічав карту насоса обертається на трубі, кутове положення якої було пропорційно положення плунжера щодо колони. Навантаження на насос вимірювали як пропорційну ступеня розтягування каліброваного стрижня, що знаходиться в інструменті. Оскільки насосну штангу потрібно витягувати для запису насосної карти, інструмент був дорогим і громіздким при використанні. Але він надавав цінну інформацію, що відноситься до форми насосних карт в різних режимах роботи, як відомо, існуючих в насоѰвности насоса і т. д. Кількісні дані, які він надавав, забезпечували можливість поліпшення способів прогнозування робочого ходу поршня насоса і волюметрической продуктивності насоса. Пристрій динамометра насоса являло собою розвиток, що проклало шлях в історії технології глибинних штангових насосів.

При появі цифрових комп'ютерів, S. G. Gibbs, співавтор цього винаходу, запатентував в 1967 р. (US 3343409) спосіб для визначення робочих характеристик на дні свердловини, обладнаної штанговим насосом, шляхом вимірювання поверхневих даних, (поверхневої карти) і розрахунку картки, що представляє залежність навантаження щодо зміщення ("насосної карти" для колони насосних штанг на обраній глибині всередині свердловини). В результаті, система забезпечувала раціональний, економічний, кількісний спосіб визначення умов на дні свердловини, які не залежать від досвіду і досвіду виконує аналіз оператора. Тепер стало більше непотрібним вгадувати робочі умови на дні свердловини на основі записів, знятих на кілька тисяч футів вище глибинного насоса на сальниковом штоку, розташованому на поверхні, або виконувати дорогі і затратні за часом операції спуску і�озможним безпосередньо визначати подповерхностние умови за даними, отриманим на верху свердловини.

Патент США 3343409, 1967 р., автора Gibbs показав, що аналіз робочих характеристик штангового насоса починається з точного підрахунку карти глибинного насоса. Gibbs показав, що цей розрахунок заснований на завданні межа-значення, що містить диференціальне рівняння з частинними похідними та набір граничних умов.

Насосна штанга математично аналогічна електричної передачі або лінії передачі даних, поведінка якої описується рівнянням в'язкісно-демпфованої хвилі:

2u(x,t)t2=ν22u(x,t)x2cu(x,t)t+g(1)

де

ν = швидкість звуку в сталі в футах/секунду;

c = коефіцієнт демпфування, 1/секунду;

t = час �(x,t) = зміщення від положення балансування насосної штанги в футах,

g = вага вузла насосної штанги.

Насправді демпфірування в системі штангового глибинного насоса являє собою складну суміш безлічі ефектів. Закон вязкостного демпфування, встановлений рівнянням 1, узагальнено виражає всі ці ефекти демпфування в одному еквівалентному члені вязкостного демпфування. Критерій еквівалентності полягає в тому, що еквівалентна сила витягує з системи така кількість енергії за цикл, яке витягується реальними силами демпфування.

На фіг.1 показано, що насосом 200 можна управляти на основі глибинної карти "насоса". У патенті США 5252031 автора S. G. Gibbs ілюструється генерування сигналів управління на основі визначення карти насоса. У патенті 6857474 авторів Bramlett та ін. описано управління насосом на основі запатентованої розпізнавання карти насоса для аналізу роботи насоса і його управління. Такі патенти включені сюди по посиланню.

Хвильове рівняння, диференціальне рівняння з частинними похідними другого порядку по двох незалежних змінних (відстань x і часу t), моделює пружне поведінка довгого, тонкого стрижня, такого, що використовується у штангових насосів. Як описано в публікації SPE 108762 під назвою S. G. Gibbs. Зазвичай завдання, розв'язувана хвильовим рівнянням, включає в себе граничні умови, що визначають положення верхньої частини і напруга на верхній і нижній межах колони насосних штанг,

u(0,t)=P(t),αu(L,t)+βux(L,t)=J(t),α,βR,(2)

разом з двома умовами, що визначають початкове положення і швидкість

u(x,0)=f(x),ut(x,0)=g(x)(3)

Завдання з граничними значеннями, яка веде до розрахунку глибинної насосної карти, задана не повністю. Початкові умови в формулі (3), наведеної вище, не прийняті до уваги. Передбачається, що тертя викликає згасання вихідних перехідних процесів і поведінка в сталому стані штанговой насосної колони є однаковим незалежно від того, як відбувся запуск насосної системи. При цьому не робляться які-небудь припущення про умови в глибинному насосі. У кінцевому підсумку, визначення цих умов є метою вирішення. Таким чином, ніякі граничні умови, аналогічні рівнянням (2), представленому вище, не визначають у насосі. Замість цього два граничних умови примусово встановлюють на поверхні,

u(0,t)=P(t),EAux(L,t)=L(t),0" width="134" />

де Е і А являє собою модуль Юнга і площа поперечного перерізу колони насосних штанг, відповідно. Використовуючи цифрові способи, отримують вибірки тимчасових історій P(t) і L(t) через рівні збільшення часу і виражають їх як усічену послідовність Фур'є

P(t)ϕ0+n=1mϕncos(nωt)+δnsin(nωt),(5)

L(t)σ0+n=1mσncos(nωt)+τnsin(nωt).(6)

u(x,t)andEAux(x,t),(7)

відповідно, оцінюють на певній глибині і у відповідній послідовності моментів часу для отримання глибинної насосної карти. См., наприклад, розраховану карту в свердловині глибиною 5175 футів, показану на фіг.3. Ця ілюстрація також представляє виміряні поверхневі дані (у формі звичайної динамометрической картки), за якими отримують насосну карту дедуктивним способом. Спосіб розрахунку глибинної насосної карти по хвильовому рівнянню описаний в патенті Gibbs, посилання на який була зроблена вище. На фіг.3 представлені графіки поверхневої і насосної карт попереднього рівня техніки для вертикальної свердловини, отримані з використанням способаия, рішення хвильового рівняння, представленого вище, гіпотетично вважається достовірним, незважаючи на теоретичні питання, пов'язані з не повністю поставленим завданням, на основі якої вона була сформульована. Його можна було б використовувати для визначення умов в насосі, якщо б закон тертя, впроваджений у хвильове рівняння, був правильним. Ця гіпотеза формально називається гіпотезою Гіббса.

Рішення хвильового рівняння, які відповідають історій часу вимірювання поверхневих навантажень і положення, що дозволяють отримати точну карту глибинного насоса, якщо закон тертя в хвильовому рівнянні є ідеальним. При розрахунку насосної карти не потрібно знання умов у насосі. Будь-яка помилка в законі тертя призведе до помилки розрахованої насосної карти.

У публікації (SPE 108762), згаданої вище, представлено неконструктивна математичне доказ того, що умови на дні свердловини в кінцевій колоні насосних штанг можуть бути отримані за вимірюваннями у верхній частині напівбезмежного стрижня. Це доказ було розроблено на основі реалізації того, що закони фізики вимагають, щоб інформація про умови глибинного насоса похилій свердловини поширював) полягає в тому, що точний закон тертя стрижня повинен бути відомий. Навіть при тому, що неконструктивна доказ не виявляє точний закон, такий доказ все-таки показує, як цей процес можна використовувати для уточнення закону тертя для одержання більшої точності при розрахунку умов на дні свердловини.

Членcu(x,t)tявляє собою член рідинного тертя, що представляє силу опору рідини, що діє проти осьового руху насоса. У його найпростішій формі він описує силу тертя, яка пропорційна швидкості. При цьому передбачається, що ніякі інші сили тертя, що впливають на насосну штангу, не існують. Член g являє вага насосної штанги. Іншими словами, математичне моделювання штангового насоса, як описано рівнянням (1), передбачає номінально вертикальну свердловину, для якої передбачається, що сили гальмування колони труб не існують.

Кваліфікуюча слово "номінальний" використовується, оскільки неможливо пробурити ідеально вертикальну свердловину. �я і свердловина дещо відхиляється від вертикалі. Коли потрібно отримати вертикальну свердловину, нафтовидобувна компанія включає в себе примітка про відхилення в договір з буровим підрядником, у якому передбачається, що свердловина повинна бути вертикальною у вузьких межах. Вертикальні свердловини простіше отримати з використанням обладнання штангових насосів, оскільки в цьому випадку менший гідравлічний опір бурильної колони. Колона насосних штанг передає енергію від поверхневого модуля до глибинного насоса, який піднімає текуче середовище на поверхню. Тертя призводить до втрати робочого ходу поршня насоса і, в результаті, знижується ефективність підйому. Воно також призводить до зносу і розривів насосних штанг і насосно-компресорної колони.

Практика включення приміток про відхилення в бурові контракти і технологія вимірювань траси стовбура свердловини виникла з-за скандалів в нафтовидобувній промисловості. Недобросовісні нафтодобувачі навмисно дренировали нафтові родовища, які належали сусіднім орендарям, використовуючи похилі свердловини.

Похилі свердловини все частіше використовуються. У цих свердловинах точка, де (на вигляді зверху) текуча середовище з родовища потрапляє Таке відхилення може бути ненавмисним або навмисним, як описано вище.

Причин для навмисного відхилення свердловин безліч, і вони різні. Більшість причин виникає в результаті врахування соціальних проблем та проблем захисту навколишнього середовища. Уздовж берегової лінії свердловини, розташовані на поверхні шельфу, можуть бути відхилені для експлуатації нафтових родовищ, що перебувають під товщею води. Аналогічно, нафтові родовища, розташовані під місцями проживання або міськими районами, можуть експлуатуватися з використанням похилих свердловин, місця розташування на поверхні яких знаходяться за межами чутливих областей. Видобуток нафти і газу вимагає використання дорожнього руху для обслуговування свердловин. Похилі свердловини можуть зменшити небажаний графік в областях житлової забудови, оскільки тільки місця розташування на поверхні повинні бути обслужені. Зона досяжності похилих свердловин може складати тисячі футів (на вигляді зверху) від місця розташування на поверхні. Безліч вертикальних свердловин вимагають безлічі доріг на поверхні, проведених до кожної розташування. Показовий приклад може бути представлений системою ANWAR (Національний заповідник Арті). При використ�х свердловин можуть бути з'єднані разом в малій області для отримання мінімального впливу на навколишнє середовище. Єдиного під'їзного шляху до невеликого розташування на поверхні при цьому буде досить. Двадцять різних доріг доступу до кожній свердловині (якщо їх пробурити вертикально) потрібні були б у цьому випадку. Внаслідок цих багатьох причин кількість похилих свердловин швидко збільшується (і далі) збільшуватися.

Вимірювання та керування каналом стовбура свердловини стають дуже складними. Різні способи телеметрії використовуються для передачі потрійних комбінацій даних (глибина, азимут і нахил) на поверхню. Ці елементи потрібні для отримання інклінометрії свердловини.

Визначення цілей винаходу

Основна мета даного винаходу полягає в тому, щоб забезпечити покращений контролер, який визначає карту глибинного насоса для похилій свердловини на основі вимірювань поверхні.

Інша мета винаходу полягає в тому, щоб забезпечити контролер свердловини, який використовує карту глибинного насоса для похилій свердловини для управління штанговим насосом.

Інша мета винаходу полягає в тому, щоб забезпечити покращений контролер, який можна використовувати для визначення карти глибинного насоса для похилій свердловини і для вертикальнми ознаками і перевагами, впроваджені в систему для виконання моніторингу системи зворотно-поступального насоса, який видобуває вуглеводні з невертикальной свердловини або вертикальної свердловини, яка проходить від поверхні вглиб землі. Система збору даних являє собою частина системи, яка забезпечує сигнали, що представляють робочі характеристики на поверхні насосної системи та характеристики невертикальной свердловини, такі характеристики включають в себе глибину, азимут і нахил. Передбачений процесор, який приймає робочі характеристики з характеристиками невертикальной свердловини і генерує карту поверхні, що представляє навантаження сальникового штока як функцію положення сальникового штока на поверхні. Процесор генерує функцію закону тертя на основі характеристик невертикальной свердловини. Процесор генерує карту глибинного насоса як функцію карти на поверхні і функцію закону терті для хвильового рівняння, яке описує лінійні вібрації в довгому штоку малого діаметру.

Процесор додатково включає в себе програмне забезпечення для аналізу карти насоса, яке формує сигнал керування для керування насосною системою.

В� display="block">2u(x,t)t1=ν22u(x,t)x2cu(x,t)tC(x)+g(x)(8)

де

C(x)=δμ(x)[Q(x)+T(x)u(x,t)x](9)

δ=u(x,t)/�o>t|(10)

де С(x) представляє силу опору штока або насосно-компресорної колони.

Контролер також можна використовувати для номінально вертикальної свердловини, використовуючи формули (8)-(10), де С(x) модифікують так, щоб вона відповідала такій вертикальній свердловині.

Короткий опис креслень

Винахід описано нижче з посиланням на додані креслення, на яких:

на фіг.1 показана схема частково в поздовжньому розрізі, що представляє загальну схему пристрою попереднього рівня техніки в номінально вертикальній свердловині;

на фіг.2 показано збільшений вигляд збоку, представляє загальну схему ділянки пристрою біля підвіски насосних штанг;

на фіг.3 показаний графік попереднього рівня техніки, що представляє карту поверхні і містить розраховану карту глибинного насоса для номінально вертикальної свердловини;

на фіг.4 ілюструється похила свердловина з поліпшеним пристроєм управління свердловини для визначення глибинної карти для похилій свердловини;

на фіг.5А показана карта насоса, розрахована в похилій свердловини з використанням способів у відповідності з цим винаходом, і для порівняння, на фіг.5В показана карта насоса тієї ж похилій свердловини, розрахована з використанням способів попереднього рівня техніки, в яких передбачається вертикальна свердловина;

на фіг.6А, 6В і 6С графічно ілюструється процедура виведення закону тертя для похилій свердловини;

на фіг.7А, 7В і 7С показано блок-схеми послідовності операцій для розрахунків і функцій, виконуваних в покращеному пристрої управління свердловиною для управління насосом в похилій свердловині, і

на фіг.8 ілюструються етапи для розрахунку коефіцієнта тертя для моделювання похилій свердловини.

Детальний опис винаходу

На фіг.4 ілюструється глибинний штанговий насос, що працює в похилій свердловині 100. Номери посилальних позицій, які позначають корпус, насос, насосні штанги і т. д. на фіг.4, є тими ж, які використовуються для ілюстрації фіг.1 для вертикальної свердловини, але сигнали 34 навантаження і сигнали 36' зміщення подають (або, використовуючи апаратні засоби, або по бездротовому каналу) в покращене пристрій 55 управління Ѹя генерують в покращеному пристрої 55 управління свердловиною і подають в насос 200, використовуючи апаратні засоби, або по бездротовому каналу.

Похила свердловина, така як на фіг.4, вимагає використання іншою версією хвильового рівняння, яка моделює більш складні сили тертя, прикладаються штоком до колони насосних труб,

2u(x,t)t1=ν22u(x,t)x2cu(x,t)tC(x)+g(x)(8)

де

C(x)=δμ(x)[Q(x)+T(x)u(x,t)x<>/mrow>

δ=u(x,t)/t|u(x,t)/t|(10)

де

ν = швидкість звуку в сталі в футах/секунду;

c = коефіцієнт демпфування, 1/секунду;

t = час в секунду;

х = відстань точки вільного штока, виміряне від сальникового штока, в футах;

u(x,t) = зміщення від положення рівноваги насосної штанги в футах в момент часу t, і

g(x) = компонент ваги насосної штанги в напрямку X.

Член(x) представляє силу тертя насосної штанги 17 про колону 11 насосних труб. Член g(x) ваги насосної штанги узагальнено до невертикального випадку, де тільки компонент ваги штока вносить внесок у осьову силу в штангах. Напрямок осьових зусиль насосної штанги визначають за сигналами глибини, азимута і нахилу, отриманим за результатами інклінометр�оглощения зносу, який, в іншому випадку, відбувався б штангах і в колоні насосних труб. Функція µ(x) забезпечує можливість варіацій тертя вздовж насосних штанг 17 в залежності від того, чи знаходяться напрямні насосних штанг або самі штанги в контакті з колоною 11 насосних труб. Оператор δ забезпечує те, що сили тертя завжди будуть діяти протилежно руху насосних штанг. Бічні зусилля на вигнутих ділянках колони насосних штанг моделюють за допомогою функції Q(x). Функція, залежна від механічного напруження, також діє в напрямку, протилежному напрямку руху і представлена наступною формулою

T(x)u(x,t)x

Тертя текучого середовища моделюють за допомогою членаcu(x,t)tтак само, як і у вертикальній свердловині.

Коефіцієнт тертя µ визначено, як

μ=�xt>протрубsбпродопроваязіламеждуназпрознпроїштанрпроїідопролпроннпроїтруб(101)

Коефіцієнт тертя змінюється при змащенні і при зміні контактуючих матеріалів (наприклад, направляючих насосних штанг, сталевого покриття підстави і т. д.). Воно може бути оцінена, виміряна або визначена шляхом зіставлення характеристик.

У формулах(8), (9), (10) коефіцієнт тертя µ може змінюватися вздовж колони насосних штанг згідно з контактуючими поверхнями.

Визначення µ(x), Q(x) і(x) з допомогою математичного моделювання колони насосних штанг

Функцію µ(x) і функцію Q(x) і(x) спочатку визначають в математичних моделях при комп'ютерному моделюванні. На прямих ділянках свердловини Q(x)≠�ьниках 308, 310 логічних виразів на фіг.8 і описано наступним чином.

Етап 1. Почати з комерційною інклінометрії свердловини (наприклад, з логічного прямокутника 308), що містить виміряну глибину (фути уздовж стовбура свердловини), нахил від вертикалі (градусів) і азимут від напряму на північ (градусів). Таке дослідження містить певну кількість вимірювальних станцій. Розраховують 3D просторові координати (x,y,z) кожної станції, використовуючи будь-який спосіб. Спосіб (векторного) радіуса кривизни є кращим. См. фіг.4А. Розрахувати (поодинокі) вектори дотичних, фактичну вертикальну глибину і центри кривизни для кожної вимірювальної станції і пари вимірювальних станцій.

Етап 2. Додати вимірювальні станції в точках поступового звуження в колоні насосних штанг і в насосі. Нові станції повинні бути розміщені на дузі, визначеної центром кривизни станцій, розташованих вище і нижче нової станції. Розрахувати ті ж кількісні значення, які були описані на етапі 1.

Етап 3. Додати додаткові вимірювальні станції в середніх точках між парами вимірювальних станцій, описаних на етапі 2. Станції в середніх точках повинні потрапити на дугу, определеннправление бічної сили S, сили W ваги насосних штанг і сили опору, як показано на фіг.4А.

Етап 4. Застосувати діючу вниз силу у вузлі насоса (припустимо 5000 фунтів), напрямок якої визначено одиничним вектором дотичної в місці розміщення насоса. На фіг.4А це являє собою вектор D. Розрахувати бічну силу S, силу тертя З і діючу спрямовану вгору осьову силу U з векторних рівнянь

U+W+D+S+C=0(10.2)

|C|=μ|S|(10.3)

Символи || означають абсолютну величину вектора, що знаходиться між ними. Вектор W ваги завжди діє в напрямку вниз і має величину wΔx, де w являє собою погонний вага насосних штанг (фунтів/фут), і Δx являє собою довжину насосн�танции в середній точці. Негативна частина спрямованого вгору вектора U осьового зусилля на етапі 4 стає спрямованим вниз вектором D осьового зусилля. Повертатися до етапу 4, до тих пір, поки не буде досягнута верхня частина колони насосних штанг. Записати результати, визначені в кожній станції, розташованої в середній точці. Потім перейти на етап 6.

Етап 6. Повернутися до етапу 4 і повторити процес (етапи 4 і 5), за винятком того, що процес починається з більшим навантаженням в районі насоса, наприклад 10000 фунтів. Цей другий експеримент допомагає визначити чутливість бічного навантаження (отже, сили тертя) до осьової навантаженні в насосних штангах.

Етап 7. Використовуючи записану інформацію, побудувати функції Q(x) і(x), показані у формулі 10.

Етап 8. Використовуючи записану інформацію, побудувати функцію q(x) ваги насосної штанги з формули 8.

Розробка або діагностика похилій свердловини зі штанговим насосом

Хвильове рівняння (формула 8 з формул 9 і 10), використовують для розробки або діагностики похилих свердловин. Коли його використовують для розробки, роблять припущення про умови на дні свердловини для того, щоб забезпечити можливість прогнозування робочих характеристик насоважини, використовуючи дані динамометра, зібрані на поверхні. Значні помилки при прогнозуванні або діагностиці отримують, якщо тертя штанг не буде змодельовано належним чином. Це ілюструється з посиланням на фіг.5А і 5В. Мета полягає в тому, щоб розрахувати карту насоса на дні свердловини за поверхневим даними (тобто, завдання діагностики). На фіг.5А показана карта насоса, розрахована в похилій свердловині, використовуючи рівняння 8. На фіг.5В показана карта насоса, розрахована з використанням рівняння 1, як якщо б свердловина була вертикальною. Карта насоса на фіг.5В є неправильною. Позначений робочий хід поршня насоса є занадто довгим, і навантаження на нанос є надто великою. Також форма карти насоса спотворена. Карта насоса на фіг.5В являє собою графічне позначення теореми Гіббса, як описано вище.

Один із способів визначення точної карти для насоса похилій свердловини по фіг.4 представляє спосіб сегментування свердловини та отримання верхній і нижній карт для кожного сегмента. Нижня карта верхнього сегменту використовується як верхня карта для нижнього сегмента і так далі, до тих пір, поки не буде визначена карта насоса (або потрібна точка внутентом колони насосних штанг.

Використовуючи гіпотетичні дані, стає можливим показати, як вивести більш складний закон тертя для похилій свердловини. Приклад, наведений нижче, відноситься до дрібним свердловинах, в яких загальна швидкість, по суті, є однаковою на всіх глибинах вздовж колони насосних штанг. Останнє речення в теоремі Гіббса "Будь-яка помилка в законі тертя викликає помилку в розрахованої карті насоса" описує цю процедуру. Найбільша можлива помилка навмисно зроблена в розрахованої карті насоса шляхом встановлення тертя рівним нулю в гіпотетичній свердловині з насосом 2,50 дюйма, встановленим на глибину 3375 футів. Модуль качалки С640-305-144 для глибинних насосів працює в установці, виконуючи 8,81 робочих тактів в хвилину. Лінійне тертя вздовж колони насосних штанг, як встановлено, має бути одно 0,158 фунтів на фут довжини насосної штанги на фут/секунду швидкості насосної штанги. Таким чином, якщо свердловина є дрібною, так що швидкість насосної штанги залишається приблизно однаковою вздовж всієї штанги, загальна тертя, залежне від швидкості при 5 футах/секунду, складе 2666 фунтів[0,158 (3375) (5)=2666]. Залежне від швидкості тертя діє протилежно напрямку руху. Крім т� 0,3 фунта/фут довжини насосних штанг. Таким чином, загальний опір Кулона вздовж всієї колони насосних штанг складе 1013 фунтів [0,3 (3375)=1013]. Коли насосні штанги рухаються вгору зі швидкістю 5 футів/секунду, сила, спрямована вниз, рівна 3679 фунтів, буде діяти на них. Коли насосні штанги рухаються вниз зі швидкістю 5 футів/секунду, буде прикладена спрямована вгору сила тертя, що дорівнює 3679 фунтів. Закон тертя, використовуваний для формування гіпотетичних даних, може бути записаний наступним чином

F=0,158(3375)V0,3(3375)V/|V|.(11)

На фіг.6А показані дві карти насоса, представлені в одному і тому ж масштабі навантаження і положення і з загальним вихідним часом. Шістдесят точок використовували для нанесення кожної карти з постійним інтервалом часу між точками. Функція помилки визначається наступною формулою

Δi=La(t,(12)

в якій La(t)iявляє собою фактичні (справжні) навантаження насоса, отримані у відповідності з повністю вираженою програмою прогнозу, і L0(ti) являє собою навантаження насоса, розраховані з допомогою технології діагностики з нульовим тертям. Δiявляє собою вимірювану помилку, викликану використанням некоректного закону тертя (нульове тертя) згідно з теоремою Гіббса. Оскільки тертя бурильної колони було встановлено рівним нулю, і швидкість вздовж насосних штанг, по суті, є однаковою в заданий момент часу (неглибока свердловина), Δiпредставляє загальний тертя уздовж довжини колони насосних штанг.

На фіг.6b показано зміну в часі швидкості насоса, отриманої так, щоб вона представляла локальну швидкість в будь-якому місці вздовж колони насосних штанг.

Нарешті, на фіг.6с показано зміну в часі величини Δiі зміна в часі закону тертя за формулою (12), використовуваної для створення цього гіпотетичного прим�то навіть в неглибокій свердловині колона насосних штанг розтягується таким чином, що допущення рівних швидкостей вздовж її довжини не є строго істинним. Тим не менш, це згода досить хороший для того, щоб використовувати теорему Гіббса для визначення більш складних законів тертя.

На фіг.7А та 7В схематично проілюструвати у вигляді блок-схеми послідовності операцій вигляд функцій покращеного пристрою 55 управління свердловиною. На фіг.7А в логічному квадраті 300 показано, що дані навантаження і положення вимірюють безпосередньо (наприклад, дані навантаження отримують з допомогою датчика навантаження і дані положення отримують за допомогою потенціометра колони штанг, інклінометра, лазера, RF, радарного датчика вимірювання відстані/положення тощо), або вимірюють опосередковано (тобто, розраховують на основі інших вхідних даних). Такі дані застосовують у логічному квадраті 304, де даними навантаження і положення управляють, і їх конфігурують. Ці дані передають у генератор 306 карти на поверхні, де дані положення і навантаження корелюють для кожного циклу зворотно-поступальних рухів штангового насоса.

У логічному квадраті 302 ілюструється, що дані, введені з різних пристроїв, що передають в логічний прямокутник 308, де �а в кожній точці вздовж свердловини. Інформація розробки звуження насосних штанг і инклинометрия використовуються для розрахунку коефіцієнта тертя, як описано вище з посиланням на фіг.8, для розрахунку карти насоса похилій свердловини або горизонтальної свердловини. Інформація про конструкції звуження насосних штанг використовується в логічному квадраті 312 для визначення Н-фактора, що використовується при генеруванні карти насоса в логічному квадраті 314.

Визначення Н факторів, що використовуються для отримання числового рішення хвильового рівняння

Н фактори являють собою безрозмірні коефіцієнти для вузлових положень насосних штанг, використовуваних при чисельному рішенні хвильового рівняння. Вони не змінюються з часом і можуть, таким чином, бути заздалегідь розраховані перед тим, як буде розпочато вирішення в реальному часі. Це економить час розрахунків на комп'ютері і допомагає зробити здійсненними на практиці варіанти виконання процесу на микрокомпьютерах на місці бурової площадки. Починають з хвильового рівняння для похилих свердловин

2u(x,t)t2=ν��x2cu(x,t)tC(x)+g(x)(8)ппровтпрор

Н фактори отримують шляхом заміни приватних похідних у рівнянні (8) на апроксимацію приватної різницею, як наведено нижче:

2u(x,t)t2u(x,t+Δt)2u(x,t)+u(x,tΔt)Δt2(10.4)

2u(x,tΔs,t)2u(x,t)+u(xΔx,t)Δx2+[Δx2ν2Δt2]u(x,tΔt)u(xΔx,t)(10.5)

Правобічна різниця рівняння 10.5 має вигляд,

u(x+Δx,t)0=H1u(x,t+Δt)-H2u(x,t)+H3u(x,t-T)-u(x Δx,t),

де

H1=Δs2ν2Δt2+cΔs2ν2Δt(<2=2Δs2ν2Δt2+cΔs2ν2Δt2(10.9)

H3=Δs2ν2Δt2.(10.8)

Колони насосних штанг можуть бути виконані з різних відрізків, які називаються розширеними хвостовиками. Розширений хвостовик визначено діаметром насосної штанги, довжиною і її матеріалом. Таким чином, кількісні значення H повинні бути заздалегідь розраховані для кожного розширеного хвостовика. Коли підставляють більш повні визначення кількісних характеристик, що використовуються у значеннях H, отримують

cρ(10.11)

Коефіцієнт тертя штанга - текуча середовище:

c144c'gcρA(10.12)

c'=πνλρA288gcL(10.13)

кількісні значення H отримують для кожного розширеного хвостовика.

Значення Н не включають в себе члени C(x) і g(x) рівняння (8). Їх обробляють окремо, як описано нижче.

Завдання прогнозування та діагностики вирішуються різними формулами приватної різниці. Для прогнозування (завдання SROD для похилого випадку) �ї набір значень Н, ніж описаний вище. Умови в глибинному насосі відомі по граничним умовам задачі прогнозування. Для задачі діагностики (завдання DIAG для похилого випадку) необхідно розрахувати умови насоса, які невідомі. Як показано вище, рівняння (8) розв'язується для u(x+Δ, t). З першого граничної умови розташування вузла насосної штанги на поверхні (atx=0) відомо для всього часу t. З другого граничного умови та закону Гука, положення штока в другому вузлі (x=Δx) також може бути розраховане для всього часу t. В результаті, можна почати рішення, і може бути розрахована положення вузлів на всім протягу до насоса. Це дозволяє встановити загальну навантаження на насос і положення, яке містить глибинну карту насоса.

Інша функція Н, Н4, не включена в формат рішення хвильового рівняння. Вона також являє собою заздалегідь розраховане значення, яке використовується тільки при розрахунку навантаження на тертя колони насосних штанг.

Дані, що відносяться до поверхневої карті з прямокутника 306, коефіцієнт тертя в свердловині прямокутника 310, Н-фактор з прямокутника 312 і дані параметра свердловини застосовують для генератора 314 карти насоса. Комп'ютерне моделювання використовується для виготовлення�мі насосних труб. Похідну в рівнянні (8) замінюють кінцевою різницею,

C(x)=δμ(x)[Q(x)+T(x)u(x+Δx,t)u(x,t)Δt](9.1)

і ефект кулонівської тертя вводять в рішення приватної різниці, використовуючи

u(x+Δx,t)=H1u(x,t+Δ)-H2u(x,t)+H3u(x,t-T)-u(x-Si,t)

+H4C(x)

Апроксимацію кінцевих різниць до частинної похідної в рівнянні (8) розраховують на попередньому часовому етапі. Такий компроміс виключає математичні труднощі, але призводить до незначних втрат точності результатів. Час обробки на комп'ютері зменшується.

Карти насоса для похилих і горизонтальних свердловин генерують у відповідності з формулами 8, 9, 10, з коефіцієнтом тертя, визначеним, як описано вище. Карти насоса для вертикальних свердловин генерують �свердловині, замість процедури, описаної вище похилій свердловини.

Після визначення карти насоса її аналізують для визначення безлічі параметрів насоса, як зазначено в прямокутнику 318. Розпізнавання структур форми насоса позначає можливі проблеми насоса, як зазначено в прямокутнику 320. У патенті США 6857474 авторів Bramlett та ін. (тут наведено за посиланням) ілюструються різні форми глибинної карти, що представляють різні стану насоса.

Пристрій управління свердловиною генерує звіт, що містить стан свердловини, як позначено прямокутником 312 генератора звітів, і передає цей звіт назовні і через електронну пошту, sms, mms і т. д., або робить його доступним для схеми передачі даних за запитом через дротовий або бездротовий канал передачі даних. См. прямокутник 319. Він також генерує сигнал/пункт 65 управління, яка повинна бути застосована або передана (за дротяного або бездротового каналу передачі) в електричну панель 322, для ВКЛЮЧЕННЯ/ВИМИКАННЯ харчування, яке додано до насоса 200, для управління їм у залежності від аналізу карти насоса.

Управління може представляти собою сигнал/пункт 65 вимикання насоса, подану або передану (за прокорости, подану або передану (за дротяного або бездротового каналу передачі), наприклад, привід 324 із змінною частотою.

1. Вимірювальна система для оцінки роботи системи зворотно-поступального насоса (200) для видобутку вуглеводнів з невертикальной свердловини, що проходить від поверхні вглиб землі, що містить
систему (300, 304) збирання даних, виконану з можливістю надання сигналів, що представляють робочі характеристики на поверхні насосної системи та характеристики згаданої невертикальной свердловини,
процесор (306), виконаний з можливістю прийому згаданих робочих характеристик із зазначеними характеристиками згаданої невертикальной свердловини і генерування поверхневої картки, що представляє навантаження на сальниковий шток на поверхні як функцію положення сальникового штока на поверхні, при цьому
процесор виконаний з можливістю визначати функцію закону тертя на основі згаданих характеристик згаданої невертикальной свердловини та
процесор виконаний з можливістю періодично генерувати глибинну карту насоса як функцію згаданої поверхневої карти і згаданої функції закону тертя для хвильового рівняння, описивающегет вигляд

де


де C(x) - сила тертя штанги про колону насосних труб і де
ν = швидкість звуку в сталі в футах/секунду;
c = коефіцієнт демпфування, 1/секунду;
t = час в секундах;
х = відстань точки вільного штока, виміряне від сальникового штока, в футах;
u(x,t) = зміщення від положення рівноваги насосної штанги в футах в момент часу t, і
g(x) = вага насосного вузла з насосною штангою в напрямку X,
µ(x) = коефіцієнт тертя між насосної штангою і колоною труб;
Q(x) = бічне зусилля на вигнутих ділянках насосних штанг;
Т(x) = механічне напруження в насосної штанги,
при цьому
функції µ(x), Q(x) і(x) визначаються шляхом математичного моделювання колони насосних штанг у зазначеній свердловині

2. Система п. 1, в якій процесор містить програмне забезпечення для аналізу карти насоса, виконане з можливістю виробляти сигнал керування для управління згаданим насосом.

3. Система п. 1, в якій
програмне забезпечення для аналізу карти насоса виконано з можливістю виробляти сигнал керування для вимикання двигуна приводу у п. 1, в якій
програмне забезпечення для аналізу карти насоса виконано з можливістю виробляти сигнал керування для управління змінною швидкістю насоса при розпізнаванні показника карти насоса, який вказує, що зміна швидкості насоса поліпшить роботу насоса.

5. Вимірювальна система для оцінки роботи системи зворотно-поступального насоса (200) для видобутку вуглеводнів з свердловини, що проходить від поверхні вглиб землі, що містить,
систему (300, 304) збирання даних, виконану з можливістю прийому згаданих характеристик згаданої свердловини і включає в себе процесор (65), виконаний з можливістю генерування поверхневої картки, що представляє навантаження на сальниковий шток на поверхні як функцію положення сальникового штока на поверхні, при цьому
процесор (65) виконаний з можливістю визначати функцію закону тертя для згаданої свердловини,
процесор (65) виконаний з можливістю періодично генерувати глибинну карту насоса за згаданою поверхневої карті як функцію згаданої поверхневої карти і коефіцієнта закону тертя для хвильового рівняння, що описує вібрації в довгій тонкій насосної штанги, причому хвильовий рівні�/>
де C(x) - сила тертя штанги про колону насосних труб і де
ν = швидкість звуку в сталі в футах/секунду;
c = коефіцієнт демпфування, 1/секунду;
t = час в секундах;
х = відстань точки вільного штока, виміряне від сальникового штока, в футах;
u(x,t) = зміщення від положення рівноваги насосної штанги в футах в момент часу t, і
g(x) = вага насосного вузла з насосною штангою в напрямку X,
µ(x) = коефіцієнт тертя між насосної штангою і колоною труб;
Q(x) = бічне зусилля на вигнутих ділянках насосних штанг;
Т(x) = механічне напруження в насосної штанги,
при цьому
функції µ(x), Q(x) T(x) визначаються шляхом математичного моделювання колони насосних штанг у зазначеній свердловині.

6. Система п. 5, в якій
згадана свердловина є по суті вертикальної, а коефіцієнт закону тертя являє характеристику тертя насосної штанги у вертикальній свердловині.

7. Система п. 5, в якій
згадана свердловина є невертикальной, а коефіцієнт закону тертя являє характеристику тертя насосної штанги в невертикальной свердловині.

8. Система п. 5, в якій
процесор включає в себе програмне забезпечення для аналізу карти насоса, � п. 5, в якій
програмне забезпечення для аналізу карти насоса виконано з можливістю виробляти сигнал керування для вимикання двигуна приводу згаданого насоса при розпізнаванні показника карти насоса, що вимагає відключення насоса.

10. Система п. 5, в якій
програмне забезпечення для аналізу карти насоса виконано з можливістю виробляти сигнал керування для управління змінною швидкістю насоса при розпізнаванні показника карти насоса, який вказує, що зміна швидкості насоса поліпшить роботу насоса.

11. Система п. 8, характеризується тим, що виконана з можливістю подачі цього сигналу управління до згаданого насосу або через дротове або бездротове пристрій.

12. Система п. 8, в якій
програмне забезпечення для аналізу карти насоса виконано з можливістю виробляти зведений звіт про характеристики карти насоса, при цьому система додатково містить
модуль передачі даних, виконаний з можливістю передачі згаданого зведеного звіту із згаданої системи насоса у віддалене місце.

13. Система п. 8, в якій
процесор (65) географічно віддалений від згаданого зворотно-поступального н�омянутой системи (300, 304) збору даних та
процесор (65) виконаний з можливістю передавати згаданий сигнал управління бездротовим чином згаданого насосу.



 

Схожі патенти:

Спосіб визначення ступеня завантаження насоса

Винахід відноситься до способу визначення завантаження насоса побутового приладу, перекачивающего текуче середовище і приводиться електродвигуном. Згідно винаходу насос приводиться синхронним електродвигуном з порушенням від постійних магнітів, причому на підставі моментообразующей складової iq струму визначається, по меншою мірою, завантаження насоса. Технічний результат - можливість визначення завантаження насоса на підставі моментообразующей складової струму. 4 н. і 11 з.п. ф-ли, 2 іл.

Система, пристрій і спосіб для швидкого конфігурування об'ємної подачі насосів

Винахід відноситься до галузі насособудування, зокрема до поршневих насосів прямого витіснення. Система для зміни конфігурації подачі насоса включає змішувач, подає текуче середовище низького тиску в насос. Насос має приводну частина і гідравлічну частину, причому гідравлічна частина має кілька плунжерів. Система включає виконавчий механізм, що з'єднує приводну частина з вибираемим частковим набором плунжерів. Крім того, система включає контролер, який вибирає частковий набір плунжерів у відповідності з робочою подачею, робочим тиском та/або індикатор несправності гідравлічної частини. Крім того, контролер подає команди виконавчого механізму на підключення вибраного часткового набору плунжерів до приводної частини. Забезпечується швидке включення і відключення секцій гідравлічної частини насоса від приводної частини. 5 н. і 32 з.п. ф-ли, 13 іл..

Джерело живлення для гідравлічного приводу

Винахід відноситься до області гідроавтоматики, зокрема до об'ємних джерел робочої рідини під тиском, і може бути використано в конструкціях рульових електрогідравлічних приводів літальних апаратів, маршрут яких може перебувати в розріджених шарах атмосфери

Система гідравлічного насоса для свердловинного інструменту (варіанти), спосіб управління зазначеним насосом і спосіб експлуатації насосної системи для свердловинного інструменту

Винахід відноситься до випробування геологічного пласту, зокрема до управління насосом або блоком переміщення текучих середовищ інструменту для випробування пласта

Агрегат об'ємного витіснення

Винахід відноситься до агрегатів об'ємного витіснення - компресорів, двигунів внутрішнього згоряння, інших пристроїв, і містить порожнини ємностей, кожна з яких розділена рухомим елементом, наприклад поршнем, діафрагмою, поверхнею розділу рідини і газу

Автоматично керований привід насосу гідравлічної системи

Винахід відноситься до пристроїв у галузі сільськогосподарського машинобудування, зокрема до зернозбиральних і кормозбиральних комбайнів, для використання в тракторах і автомобілях, оснащених гідравлічної системою, за умови встановлення двох акумуляторних батарей

Пристрій зміни робочого об'єму насоса

Винахід відноситься до гидроприводу кар'єрного бурового верстата, призначеного для буріння вибухових свердловин в неоднорідних гірських породах

Прохідний вузол колінчастого валу (варіанти) та вузол для забезпечення виборчого енергії або крутного моменту влаштування транспортного засобу

Винахід відноситься до вузла колінчастого вала для забезпечення виборчого крутного моменту, щонайменше, одного пристрою транспортного засобу, з одночасним безперервним забезпеченням крутного моменту, щонайменше, одного іншого пристрою транспортного засобу
Up!