Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
DEVICE AND METHOD FOR DETERMINING FORCE FOR OIL WELL PUMP

Область техники, к которой относится настоящее изобретение
Настоящее изобретения относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, и, в частности, к устройству и способу определения силы для скважинного нефтяного насоса.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
Штанговая эксплуатация скважины является одним из наиболее распространенных способов механизированной добычи, так как добычу нефти из приблизительно 80% или более всех нефтяных скважин в мире осуществляют при помощи глубинных штанговых насосов. Хотя стоимость скважинных нефтяных насосов не занимает значительную часть общей стоимости всей системы добычи путем штанговой эксплуатации скважины, скважинный нефтяной насос является важным компонентом, который определяет рабочую технологию насосного аппарата, следовательно, рабочие условия скважинного нефтяного насоса сильно влияют на регистрируемый насосный цикл нефтяной скважины. Для того чтобы решить различные проблемы, возникающие во время процессов разработки нефтяных месторождений, такие как вынос песка из скважины, густая нефть, газ, наклонный шахтный ствол и т.п., на базе конструкции стандартного глубинного штангового насоса разрабатываются различные типы специализированных скважинных нефтяных насосов.
На сегодня технология разработки специализированных скважинных нефтяных насосов не является совершенной и все еще требует внесения корректив и модификаций в соответствии с конкретными проблемами, возникающими в реальных условиях, чтобы насосы могли работать лучше для увеличения эффективности перекачивания. В отношении различных типов скважинных нефтяных насосов следует отметить, что для определения специализированного скважинного нефтяного насоса, подходящего для различных нефтяных слоев, необходимо ознакомиться с характеристиками различных насосов путем проведения анализа их физических моделей и исследования соответствующих математических моделей.
Отметим, что приведенное выше введение в уровень техники настоящего изобретения было сделано исключительно для удобства ясного и полного изложения технического решения, раскрываемого в настоящей заявке, а также для удобства понимая специалистом в данной области техники. Это не следует рассматривать как то, что упомянутые выше технические решения широко известны специалистам в данной области техники лишь потому, что эти решения изложены в разделе «Предшествующий уровень техники настоящего изобретения» настоящей заявки.
Краткое раскрытие настоящего изобретения
Один вариант осуществления настоящего изобретения направлен на предоставление способа и устройства определения силы для скважинного нефтяного насоса, благодаря которым для различных нефтяных слоев может быть выбран подходящий скважинный нефтяной насос.
Согласно этому варианту осуществления способ и устройство определения силы реализованы следующим образом.
Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, содержащего насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз, предусматривающий:
определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;
определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;
определение сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;
определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;
согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.
Устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, содержащего насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз, содержащее:
первый процессор, который сконфигурирован для определения, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;
второй процессор, который сконфигурирован для определения силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;
третий процессор, который сконфигурирован для определения сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;
четвертый процессор, который сконфигурирован для определения третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;
блок выборки для выбора из различных сил, которые описаны выше, силы, соответствующей направлению перемещения, согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер; и
пятый процессор, который сконфигурирован для определения результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.
Способ и устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставляемые в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, могут определить различные силы, которые действуют на насосную штангу и плунжер при функционировании скважинного нефтяного насоса, чтобы согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбрать силу, соответствующую направлению перемещения, для определения результирующей силы, действующей на нижний конец насосной штанги. Таким образом, на основании определенной результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, можно выбрать подходящий скважинный нефтяной насос для различных нефтяных слоев, чтобы увеличить эффективность добычи.
Со ссылками на приведенные ниже описание и фигуры будет подробно изложен конкретный вариант осуществления, в котором раскрывается принцип настоящего изобретения и варианты, в которых настоящее изобретение может быть реализовано. Следует понимать, что этот вариант осуществления не ограничивает объем настоящего изобретения. Этот вариант осуществления настоящего изобретения может включать различные варианты, модификации и эквиваленты в пределах объема и сути прилагаемой формулы изобретения.
Признаки, описанные и/или показанные для одного варианта осуществления, могут быть использованы в одном или нескольких других вариантах осуществления тем же или подобным образом, могут быть объединены с признаками других вариантов осуществления или могут заменять признаки других вариантов осуществления.
Следует отметить, что при использовании в настоящем документе термин «включает/содержит» означает наличие признака, узла, стадии или компонентов, но не исключает возможность наличия или добавления одного или нескольких других признаков, узлов, стадий или компонентов.
Краткое описание чертежей
Прилагаемые чертежи приведены для лучшего понимания варианта осуществления настоящего изобретения и составляют часть настоящего описания, при этом указанные чертежи приведены также для иллюстрации вариантов осуществления настоящего изобретения и интерпретации принципа настоящего изобретения совместно со словесным описанием. Очевидно, что на прилагаемых чертежах  в последующем описании раскрыты лишь некоторые варианты осуществления настоящего изобретения, и что на основании настоящего раскрытия специалисты в данной области техники могут получить другие варианты осуществления без приложения каких-либо творческих усилий.
На чертежах представлено следующее:
на фиг. 1 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый стандартным скважинным нефтяным насосом, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2 представлена блок-схема, на которой изображен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленный в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 3 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый вторым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый третьим скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 5 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый четвертым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 6 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый пятым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения; и
на фиг. 7 представлено устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленное в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание варианта осуществления
Для того чтобы специалисты в данной области техники лучше поняли предлагаемое техническое решение, здесь и далее техническое решение, присущее вариантам осуществления настоящего изобретения, будет описано ясно и полностью с использованием прилагаемых чертежей, соответствующих вариантам осуществления настоящего изобретения. Очевидно, что описанные варианты осуществления являются лишь частью вариантов осуществления настоящего изобретения, но не всеми вариантами осуществления. Все другие варианты осуществления, полученные специалистами в данной области техники на основе варианта осуществления, раскрытого в настоящей заявке, при условии отсутствия с их стороны каких-либо творческих усилий, будут находиться в пределах объема правовой защиты, раскрытого в настоящей заявке.
На фиг. 1 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый стандартным скважинным нефтяным насосом в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 1, стандартный скважинный нефтяной насос может содержать насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз. На фиг. 2 представлена блок-схема, на которой изображен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленный одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Хотя множество операций, располагающихся в конкретном порядке, включены в приведенное ниже описание процедуры, следует ясно понимать, что процедура может включать меньшее или большее количество операций, а также что операции могут выполняться последовательно или параллельно (например, с использованием среды с параллельными процессорами или многопоточной обработкой). Как изображено на фиг. 2, указанный способ может предусматривать:
S1: определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса.
В качестве примера возьмем стандартный насос, изображенный на фиг. 1, плунжер 3 непосредственно прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса 2, клапанное отверстие 7 для установки нагнетательного клапана 4 выполнено в нижней поверхности плунжера 3, и всасывающий клапан 5 расположен в нижней части стенки цилиндра скважинного нефтяного насоса 2, и когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, так как объем внутреннего пространства скважинного нефтяного насоса 2 увеличивается, интенсивность давления снижается, в результате чего всасывающий клапан 5 может быть поднят жидкостью, находящейся в нефтяной скважине, при этом жидкость, находящаяся в нефтяной скважине, может войти в скважинный нефтяной насос 2. В это время, так как насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, на верхнюю поверхность плунжера 3 может воздействовать давление, оказываемое столбом жидкости, при этом указанное давление может быть первым давлением, оказываемым столбом жидкости на плунжер. Кроме того, интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса может также генерировать усилие, воздействующее на верхнюю поверхность плунжера 3, при этом указанное давление может быть вторым давлением. Между тем, когда внутри скважинного нефтяного насоса 2 находится столб жидкости, на плунжер 3 будет также воздействовать сила инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса в процессе движения, и сила инерции обычно связана с ходом и частотой хода плунжера 3. Описанные выше первое давление, второе давление и сила инерции - все направлены вниз. В частности, согласно одному предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения первое давление, второе давление и сила инерции в стандартном насосе, изображенном на фиг. 1, могут быть представлены в соответствии со следующими формулами:
hu1
out1
p1
rM1
где  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 3, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса 2 на плунжер 3, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса 2, Aпредставляет собой площадь поперечного сечения плунжера 3, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 1;
1
1
1
1
где  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 3, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 1 перемещает вверх плунжер 3, r представляет собой радиус кривошипа насосной машины,  представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N представляет собой частоту хода, εпредставляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости.
На фиг. 3 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый вторым скважинным нефтяным насосом в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 3, во втором скважинном нефтяном насосе плунжер 22 соединен со стенкой 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса, стенка 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса может обхватывать нефтяную трубу 24 с обеспечением возможности перемещения вверх и вниз, всасывающий клапан 26 расположен на верхнем торце нефтяной трубы 24, и нагнетательный клапан 25 расположен в плунжере 22. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вверх, всасывающий клапан 26 может быть поднят жидкостью, находящейся в нефтяной трубе 24, а нагнетательный клапан 25 может перекрывать клапанное отверстие. Таким образом, на верхнюю поверхность плунжера 22 может также воздействовать первое давление, оказываемое столбом жидкости, интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса может также генерировать второе давление, которое действует на верхнюю поверхность плунжера 22, столб жидкости в скважинном нефтяном насосе также генерирует силу инерции, которая действует на цилиндр насоса, при этом согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения упомянутые выше первое давление, второе давление и сила инерции все направлены вниз. Первое давление, второе давление и сила инерции могут быть представлены в соответствии со следующими формулами:
hu3
out3
p3
rM3
где  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 22, Fпредставляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер 22, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Aпредставляет собой площадь поперечного сечения плунжера 22, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 21;
u3
3
3
3
3
где I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 22, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 21 перемещает вверх плунжер 22, r представляет собой радиус кривошипа насосной машины,  представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, Nпредставляет собой частоту хода, ε представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости.
На фиг. 4 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый третьим скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 4, плунжер содержит верхний плунжер 32 и нижний плунжер 33, которые соединены друг с другом и образуют Т-образную деталь, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера 33 меньше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера 32, верхний плунжер 32 непосредственно прилегает к стенке 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между нижним плунжером 33 и стенкой 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в нижнем конце полости находится уплотнительный узел 35, характеризующийся заданной толщиной между нижним плунжером 33 и стенкой 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан 36 находится в верхнем плунжере 32, и всасывающий клапан 39 находится в нижнем плунжере 33. Таким образом, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вверх, объем полости увеличится, тем самым вызывая снижение интенсивности давления в полости и нижнем плунжере 33, жидкость переместит всасывающий клапан 37 вверх от нижнего конца 38 нижнего плунжера 33, после чего жидкость войдет в полость и нижний плунжер 33 через отверстие 39 всасывающего клапана 37. Поскольку на верхнюю поверхность верхнего плунжера 32 действует усилие, прикладываемое столбом жидкости и интенсивностью давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан 37 закрывает отверстие нагнетательного клапана. Таким образом, на верхнюю поверхность верхнего плунжера 32 может действовать первое давление, оказываемое столбом жидкости, и на верхнюю поверхность верхнего плунжера 32 может также действовать второе давление, возникающее в результате воздействия интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, и сила инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса. Кроме того, столб жидкости в полости может генерировать силу вязкого сопротивления движению нижнего плунжера 33, следовательно, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения способ определения силы для скважинного нефтяного насоса может дополнительно предусматривать:
определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, силы вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер.
Таким образом, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения первое давление, второе давление, сила инерции и сила вязкого сопротивления могут быть определены в соответствии со следующими формулами:
hu5
out5
p5
rM5
представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер 32, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер 32, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера 32, Aпредставляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 31;
u5
5
5
5
5
где I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер 32, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 31 перемещает вверх плунжер, r представляет собой радиус кривошипа насосной машины,  представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N представляет собой частоту хода, ε представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;
5
5
где  представляет собой силу вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер 33, L представляет собой длину нижнего плунжера 33, K представляет собой отношение диаметра внутренней стенки нефтяной трубы к диаметру нижнего плунжера 33,  представляет собой вязкость текучей среды в нефтяной трубе, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 31 перемещает вверх плунжер, Nпредставляет собой частоту хода.
Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения первое давление, второе давление, сила инерции и сила вязкого сопротивления все направлены вниз.
На фиг. 5 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый четвертым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 5, плунжер содержит верхний плунжер 42 и нижний плунжер 43, которые соединены друг с другом и образуют деталь в форме перевернутого Т, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера 43 больше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера 42, нижний плунжер 43 непосредственно прилегает к стенке 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между верхним плунжером 42 и стенкой 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем конце полости находится уплотнительный узел 48, характеризующийся заданной толщиной между верхним плунжером 42 и стенкой 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан 45 находится в верхнем плунжере 42, и всасывающий клапан 39 находится на границе верхнего плунжера 42 и нижнего плунжера 43. Таким образом, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, объем полости уменьшается, тем самым вызывая увеличение интенсивности давления в полости и верхнем плунжере 42, в результате чего жидкость может поднять нагнетательный клапан 45 и может быть выпущена из отверстия 49 нагнетательного клапана 45. Поскольку интенсивность давления в полости и верхнем плунжере 42 на данном этапе является большой, всасывающий клапан 46 может блокировать свое клапанное отверстие под воздействием указанной интенсивности давления. Таким образом, на верхнюю поверхность нижнего плунжера 43 может воздействовать первое давление, оказываемое столбом жидкости в полости и верхнем плунжере 42, причем на данном этапе интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса передается через столб жидкости на верхнюю поверхность нижнего плунжера 43, в результате чего интенсивность давления в выпускном отверстии насоса может генерировать второе давление, воздействующее на верхнюю поверхность нижнего плунжера 43, и столб жидкости в полости может также генерировать силу инерции, воздействующую на стенку 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, при этом упомянутые выше первое давление, второе давление и сила инерции все направлены вниз и могут быть определены в соответствии со следующими формулами:
bp7
7
где  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер 43,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса;
hu7
h7
bp7
где F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на нижний плунжер, P представляет собой противодавление на устье скважины, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера;
u7
7
7
7
7
где I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r представляет собой радиус кривошипа насосной машины,  представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, Nпредставляет собой частоту хода, ε представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости.
На фиг. 6 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый пятым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 6, плунжер содержит верхний плунжер 52 и нижний плунжер 53, которые соединены друг с другом и образуют деталь в форме перевернутого Т, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера 53 больше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера 52, нижний плунжер 53 непосредственно прилегает к стенке 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между верхним плунжером 52 и стенкой 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем конце полости находится уплотнительный узел 510, характеризующийся заданной толщиной между верхним плунжером 52 и стенкой 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем плунжере 52 установлен нагнетательный клапан 58 первого уровня, в нижнем плунжере 53 установлен нагнетательный клапан 57 второго уровня, и всасывающий клапан 55 установлен в нижней стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса. В этом случае, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вверх, хотя объем полости и становится меньше, жидкость в полости может быть выпущена через сквозное отверстие 59, в результате чего интенсивность давления в полости поддерживается неизменной. Когда плунжер поднимается, объем пространства под нижним плунжером 53 увеличивается, вызывая снижение интенсивности давления, в результате чего жидкость в нефтяной скважине может пройти через всасывающий клапан 55 и войти в скважинный нефтяной насос через отверстие 56 всасывающего клапана 55. Таким образом, на верхнюю поверхность верхнего плунжера 52 может также действовать первое давление, оказываемое столбом жидкости, кроме того, на верхнюю поверхность верхнего плунжера 52 может также действовать второе давление, возникающее в результате воздействия интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, при этом может быть также сгенерирована сила инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса. Кроме того, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения столб жидкости в полости может генерировать седьмое давление, воздействующее на верхнюю поверхность нижнего плунжера 53, следовательно, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения способ определения силы для скважинного нефтяного насоса может дополнительно предусматривать:
определение, в процессе перемещения насосной штангой плунжера, седьмого давления, оказываемого столбом жидкости в полости на нижний плунжер.
В частности, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения упомянутые выше первое давление, второе давление, сила инерции и седьмое давление могут быть выражены следующими формулами:
hu9
out9
sp9
rM9
где  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер 52, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер 52, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера 52, Aпредставляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 51;
u9
9
9
9
9
, где I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер,S представляет собой ход, совершаемый насосной штангой при перемещении плунжера вверх, r представляет собой радиус кривошипа насосной машины,  представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, Nпредставляет собой частоту хода, ε представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;
as
c9
bp9
9
d9
sp9
где F представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер 53, Pпредставляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера.
Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, на верхнюю поверхность нижнего плунжера 53 может также воздействовать седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости, и, в частности, когда плунжер движется вниз, седьмое давление может быть выражено следующим образом:
as2
c10
bp9
10
d10
sp9
где F представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера.
S2: определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера.
На стадии S1 проводили анализ пяти различных скважинных нефтяных насосов, и ниже будет приведен дальнейший анализ пяти скважинных нефтяных насосов. В стандартном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 1, плунжер 3 в процессе перемещения взаимодействует со стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, которая может быть выражена следующим образом:
p
p
e
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между плунжером 3 и стенкой цилиндра насоса, d представляет собой диаметр плунжера, d представляет собой зазор между плунжером и стенкой цилиндра насоса.
Когда плунжер 3 перемещается вверх, сила трения действует в направлении вниз; и когда плунжер 3 перемещается вниз, сила трения действует в направлении вверх.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения во втором скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 3, в процессе перемещения плунжера 22 он может вызывать сдвиг стенки 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса относительно нефтяной трубы 24, в результате чего возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сила трения между стенкой 23 цилиндра насоса и нефтяной трубой 24 может быть выражена следующим образом:
pt
p3
e3
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между стенкой 23 цилиндра насоса и нефтяной трубой 24, d представляет собой диаметр плунжера 22, d представляет собой зазор между стенкой 23 цилиндра насоса и нефтяной трубой 24.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в третьем скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 4, в процессе перемещения плунжера верхний плунжер 32 может взаимодействовать со стенкой 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, а нижний плунжер 33 может взаимодействовать с уплотнительным узлом 35, в результате чего также возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения две силы трения могут быть выражены следующим образом:
p1
dp
e5
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, d представляет собой диаметр верхнего плунжера, d представляет собой зазор между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса;
p2
sp
e6
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между нижним плунжером и уплотнительным узлом, d представляет собой диаметр нижнего плунжера, d представляет собой зазор между нижним плунжером и уплотнительным узлом.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в четвертом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 5, в процессе перемещения плунжера нижний плунжер 43 может взаимодействовать со стенкой 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, а верхний плунжер 42 может взаимодействовать с уплотнительным узлом 48, в результате чего также возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения две эти силы трения могут быть выражены следующим образом:
p7
bp7
e7
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, d представляет собой диаметр верхнего плунжера, d представляет собой зазор между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса;
p8
sp7
e8
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между верхним плунжером и уплотнительным узлом, d представляет собой диаметр верхнего плунжера, d представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в пятом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 6, в процессе перемещения плунжера нижний плунжер 53 может взаимодействовать со стенкой 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, а верхний плунжер 52 может взаимодействовать с уплотнительным узлом 510, в результате чего также возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения две эти силы трения могут быть выражены следующим образом:
p9
bp9
e9
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, d представляет собой диаметр нижнего плунжера, d представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;
ps
sp9
e10
, где F представляет собой силу трения, которая возникает между верхним плунжером и уплотнительным узлом, d представляет собой диаметр верхнего плунжера, d представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом.
S3: определение сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера.
В процессе перемещения насосной штангой плунжера всасывающий клапан или нагнетательный клапан могут быть открыты или закрыты в зависимости от различных направлений перемещения, тем самым создавая сопротивление при протекании жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и, кроме того, при перемещении насосной штанги столб жидкости в скважинном нефтяном насосе может вызывать силу вдавливания, действующую на насосную штангу.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения в стандартном скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 1, когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вниз, так как объем пространства внутри скважинного нефтяного насоса уменьшается, интенсивность давления увеличивается, в результате чего всасывающий клапан 5 закрывает отверстие 6 всасывающего клапана, и жидкость в скважинном нефтяном насосе может прорваться через нагнетательный клапан 4 и пройти через клапанное отверстие 7, при этом на плунжере может возникать сопротивление при прохождении жидкости через клапанное отверстие 7. Кроме того, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать силу вдавливания, действующую на нижний конец насосной штанги. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:
p1
2
2
2
, где  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, A представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N представляет собой частоту хода, μпредставляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;
r1
out1
rM1
, где F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения во втором скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 3, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вниз, на плунжер также может воздействовать сопротивление, обусловленное прохождением жидкости через отверстие 28 нагнетательного клапана 25, и сила вдавливания, с которой жидкость в скважинном нефтяном насосе действует на насосную штангу 21. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:
p3
4
4
4
, где  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, A представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N представляет собой частоту хода, μпредставляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;
or4
out4
rM3
, где F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в третьем скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 4, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, на плунжер также может воздействовать сопротивление, обусловленное прохождением жидкости через отверстие 310 нагнетательного клапана 36, и сила вдавливания, с которой жидкость в скважинном нефтяном насосе действует на насосную штангу 31. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:
SP5
6
6
6
, где  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N представляет собой частоту хода, μпредставляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;
or5
out5
rM5
где F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Кроме того, так как всасывающий клапан 37 расположен в нижнем плунжере 33, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, жидкость в полости и нижнем плунжере 33 может генерировать пятое давление, воздействующее на всасьтающий клапан 37. Согласно этому варианту осуществления способ определения силы для скважинного нефтяного насоса дополнительно предусматривает:
определение, при перемещении насосной штангой плунжера вниз, пятого давления, которое воздействует на всасывающий клапан в нижнем плунжере.
В частности, пятое давлением может быть выражено следующим образом:
h5
sp5
где  представляет собой пятое давление, которое воздействует на всасывающий клапан в нижнем плунжере, P представляет собой противодавление на устье скважины,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера.
Пятое давление действует в направлении, отличающемся от направления упомянутых выше сопротивления и силы вдавливания.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в четвертом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 5, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, так как объем полости уменьшается, интенсивность давления увеличивается, в результате чего жидкость приподнимает нагнетательный клапан и проходит через отверстие 49 нагнетательного клапана 45. Таким образом, на плунжер может воздействовать сопротивление, генерируемое при протекании жидкости через клапанное отверстие 49, и сила вдавливания, с которой жидкость действует на насосную штангу 41. Сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:
ps7
7
7
7
, где  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N представляет собой частоту хода, μпредставляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;
or7
out7
rM7
где F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вниз, так как объем полости увеличивается, жидкость может приподнять всасывающий клапан 46 и протекать через отверстие 47 всасывающего клапана для попадания в верхний плунжер 42, и нагнетательный клапан 45 может перекрыть свое отверстие 49 под воздействие интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса. Следовательно, на нагнетательный клапан 45 может воздействовать шестое давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса. Таким образом, согласно этому варианту осуществления способ определения силы для скважинного нефтяного насоса дополнительно предусматривает:
определение, при перемещении насосной штангой плунжера вниз, шестого давления, которое воздействует на нагнетательный клапан в верхнем плунжере.
В частности, шестое давлением может быть выражено следующим образом:
out
out8
sp7
rM7
где F представляет собой шестое давление, которое воздействует на нагнетательный клапан в верхнем плунжере, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в пятом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 6, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, на плунжер могут также воздействовать сумма сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие 512 нагнетательного клапана 58 первого уровня, и сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие 511 нагнетательного клапана 57 второго уровня, и сила вдавливания, с которой жидкость действует на насосную штангу 51. В частности, сумма сопротивлений, а также сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:
bp9
10
10
10
sp9
11
где  представляет собой сумму сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие нагнетательного клапана первого уровня, и сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие нагнетательного клапана второго уровня,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силу тяжести,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N представляет собой частоту хода, μ представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана второго уровня, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, μ представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана первого уровня,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие нагнетательного клапана первого уровня;
or10
out10
rM9
где F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, P представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Aпредставляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
S4: определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера.
В процессе перемещении насосной штангой плунжера интенсивность давления в скважинном нефтяном насосе может действовать на плунжер и генерировать третье давление, а противодавление на устье нефтяной скважины может также генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения в стандартном скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 1, когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 3. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:
i1
c1
p1
1
d1
1
1
1
где F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N представляет собой частоту хода, μ представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.
Когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вниз, противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 1. В частности, четвертое давление может быть выражено следующим образом:
hd1
h1
rM1
где F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, P представляет собой противодавление на устье скважины, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения во втором скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 3, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать второе давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 22. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:
c3
p3
3
d3
3
3
3
где  представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N представляет собой частоту хода, μпредставляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.
Когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вниз, противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 21. В частности, четвертое давление может быть выражено следующим образом:
hd4
h4
rM3
где F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, P представляет собой противодавление на устье скважины, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в третьем скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 4, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 32. Здесь опорную поверхность всасывающего клапана 37 можно рассматривать в качестве нижней поверхности нижнего плунжера 32. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:
i5
c5
sp5
5
d5
5
5
5
где Fпредставляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N представляет собой частоту хода, μ представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.
Когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, интенсивность давления в скважинном нефтяном насосе может также генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность верхнего плунжера 32, при этом противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 31. В частности, третье давление и четвертое давление могут быть выражены следующим образом:
i6
c6
sp5
6
d6
6
6
6
где F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N представляет собой частоту хода, μ представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;
hd5
h5
rM5
где F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, P представляет собой противодавление на устье скважины, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в четвертом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 5, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность верхнего плунжера 42. Здесь опорную поверхность всасывающего клапана 45 можно рассматривать в качестве нижней поверхности верхнего плунжера 42. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:
i7
c7
7
d7
sp7
7
7
7
где F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе,  представляет собой постоянную силы тяжести, Hпредставляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, A представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, Nпредставляет собой частоту хода, μ представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в пятом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 6, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 53. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:
i9
c9
bp9
9
d9
9
9
9
где Fпредставляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, P представляет собой давление на муфтовом соединении,  представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, A представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера,  представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, H представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине,  представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N представляет собой частоту хода, μ представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.
Когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 51. В частности, четвертое давление может быть выражено следующим образом:
hd10
h10
rM9
где F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, P представляет собой противодавление на устье скважины, Aпредставляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.
S5: согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.
При проведении анализа стадий 1-4 становится очевидным, что в зависимости от различных направлений, в которых насосная штанга перемещает плунжер, на него могут действовать различные силы. Согласно одному варианту настоящего изобретения существует возможность согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбрать из различных сил, которые описаны выше, силу, которая соответствует направлению перемещения, и определить результирующую силу, воздействующую на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы. Так как нижний конец насосной штанги соединен с плунжером, в настоящем документе результирующая сила, которая действует на нижний конец насосной штанги, может рассматриваться в качестве результирующей силы, которая действует на весь плунжер. В частности, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения для стандартного скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 1, когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 1, определяют в соответствии со следующей формулой:
r1
hu1
p
u1
i1
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, F представляют собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;
когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 1, определяют в соответствии со следующей формулой:
r2
p
hd1
or1
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, F представляет собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса,  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fпредставляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для второго скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 3, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 21, определяют в соответствии со следующей формулой:
r3
hu3
pt
u3
i3
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, F представляют собой силу трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой, I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;
когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 21, определяют в соответствии со следующей формулой:
r4
pt
hd4
hd4
or4
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, F представляет собой силу трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой, F представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для третьего скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 4, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 31, определяют в соответствии со следующей формулой:
r5
hu5
p1
p2
u5
i5
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер, F представляют собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, F представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом, I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса,  представляет собой силу вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер, F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер;
когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 31, определяют в соответствии со следующей формулой:
r6
i6
p1
p2
hd5
or5
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, F представляют собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, F представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом,  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу,  представляет собой пятое давление, воздействующее на нагнетательный клапан, находящийся в нижнем плунжере.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для четвертого скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 5, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 41, определяют в соответствии со следующей формулой:
r1
hu7
p7
p8
u7
or7
i7
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на нижний плунжер, F представляют собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, F представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса,  представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер;
когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:
r8
i8
p7
p8
out
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, F представляет собой третью силу, обусловленную воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер, F представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, F представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, F представляет собой шестое давление, воздействующее на нагнетательный клапан, находящийся в верхнем плунжере.
Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для пятого скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 6, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 51, определяют в соответствии со следующей формулой:
r9
hu9
p9
ps
a
s
u9
i9
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги,  представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, F представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер, F представляют собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fпредставляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, F представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер, I представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, F представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер;
когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 51, определяют в соответствии со следующей формулой:
r10
p9
ps
hd10
or10
as2
где F представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, F представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, F представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом,  представляет собой сумму сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана первого уровня, и сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, F представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, F представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, F представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса. Скважинный нефтяной насос содержит насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз. На фиг. 7 представлено устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленное в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 7, указанное устройство содержит:
первый процессор 100, который сконфигурирован для определения, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;
второй процессор 200, который сконфигурирован для определения силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;
третий процессор 300, который сконфигурирован для определения сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;
четвертый процессор 400, который сконфигурирован для определения третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;
блок 500 выборки для выбора из различных сил, которые описаны выше, силы, соответствующей направлению перемещения, согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер;
пятый процессор 600, который сконфигурирован для определения результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.
В частности, устройство определения силы, предложенное в этом варианте осуществления настоящего изобретения, может быть снабжено блоками вычисления для скважинного нефтяного насоса в соответствии со стадиями S1-S5, при этом формулы для вычисления, используемые в блоках вычисления, аналогичны формулам, используемым на стадиях S1-S5, и, следовательно, не будут повторяться в настоящем документе.
Способ и устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставляемые в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, могут определить различные силы, которые действуют на насосную штангу и плунжер при функционировании скважинного нефтяного насоса, чтобы в соответствии с направлением, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбрать силу, соответствующую направлению перемещения, для определения результирующей силы, действующей на нижний конец насосной штанги. Таким образом, на основании определенной результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, можно выбрать подходящий скважинный нефтяной насос для различных нефтяных слоев с тем, чтобы увеличить эффективность добычи.
Представленное выше описание различных вариантов осуществления настоящего изобретения приведено для лучшего понимания специалистами в данной области техники сущности настоящего изобретения. Представленное выше описание не ограничивает настоящее изобретение отдельно изложенными вариантами осуществления. Как описано выше, очевидно, что специалист в данной области техники может внести различные модификации и замены в представленные варианты осуществления. Следовательно, хотя некоторые альтернативные варианты осуществления были конкретно рассмотрены, другие варианты осуществления будут очевидны или будут относительно легко получены специалистами в данной области техники. Предполагается, что раскрытое в настоящем документе изобретение включает все замены, модификации и варианты, которые были рассмотрены выше, а также другие варианты осуществления, которые находятся в рамках сути и объема настоящего описания.