СПОСОБЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ДОБЫЧИ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ
METHODS AND DEVICE FOR DETERMINATION OF WELL PUMPS PRODUCTION VOLUME

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[001] Настоящее изобретение в целом относится к скважинным насосам и, более конкретно, к способам и устройствам для определения объема добычи скважинных насосов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[002] Скважинные насосы используются для перекачивания текучей среды из пласта путем перемещения поршня относительно ствола скважины. Между поршнем и стволом скважины предусмотрен зазор для того, чтобы буровой шлам не оказывал отрицательного воздействия на производительность скважинного насоса. Однако этот зазор допускает утечку между поршнем и стволом скважины. Кроме того, в некоторых случаях насос может не полностью заполняться при перекачке. В результате этого заполняемость насоса влияет на количество текучей среды, добываемой насосом.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[003] На фиг. 1 проиллюстрирована насосная установка, содержащая типовое устройство, используемое для определения производительности скважины в соответствии с идеями настоящего изобретения.
[004] На фиг. 2 проиллюстрирована типовая динамограмма поверхности, которая может быть получена в соответствии с идеями настоящего изобретения.
[005] На фиг. 3 проиллюстрирована типовая динамограмма насоса, которая может быть получена в соответствии с идеями настоящего изобретения.
[006] На фиг. 4 проиллюстрирована типовая динамограмма насоса, полученная с помощью насосной установки, имеющей заякоренную колонну НКТ.
[007] На фиг. 5 проиллюстрирована типовая динамограмма насоса, полученная с помощью насосной установки, имеющей незаякоренную колонну НКТ.
[008] На фиг. 6 проиллюстрирована типовая динамограмма насоса, полученная с помощью насосной установки, в которой насос не заполнен во время хода вниз.
[009] На фиг. 7 – блок-схема, представляющая типовой способ определения коэффициента заполняемости насоса, причем способ может быть реализован посредством типового устройства по фиг. 1.
[0010] Фиг. 8 – блок-схема, представляющая типовой способ расчета давления на входе насоса, который может быть реализован посредством типового устройства по фиг. 1.
[0011] Фиг. 9 – блок-схема, представляющая типовой способ управления насосной установкой на основании давления на входе насоса, который может быть реализован посредством типового устройства по фиг. 1.
[0012] Фиг. 10А и 10В – блок-схема, представляющая типовой способ определения добычи насосной установки, который может быть реализован посредством типового устройства по фиг. 1.
[0013] На фиг. 11 проиллюстрирована процессорная платформа для реализации любого из типовых способов по фиг. 7, 8, 9 или 10A и 10B и/или типового устройства по фиг. 1.
[0014] На вышеупомянутых графических материалах показаны и ниже подробно описаны конкретные варианты реализации изобретения. В описываемых в данном документе вариантах реализации изобретения для идентификации одинаковых или подобных элементов использованы аналогичные или идентичные ссылочные номера. Для ясности и/или краткости чертежи не обязательно выполнены в масштабе, и конкретные признаки и конкретные виды чертежей могут быть показаны увеличенными в масштабе или схематичными. Кроме того, в настоящем описании раскрыты некоторые варианты реализации изобретения.  Какие-либо признаки из какого-либо варианта реализации изобретения могут быть включены, заменены или объединены иным способом с другими признаками из других вариантов.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0015] Нефтепромысловый скважинный возвратно-поступательный насос (например, штанговый насос) часто считается насосом прямого вытесняющего действия, поскольку плунжер или поршень с известным диаметром перемещается на известное (или рассчитываемое) расстояние во время каждого хода. Предпочтительно использовать насос в качестве измерительного устройства для приблизительной оценки суточной добычи из скважины, связывая количество ходов насоса в течение суток и геометрию насоса с предполагаемым объемом добычи. Иными словами, поскольку рабочий объем насоса известен (или рассчитывается), желательно использовать количество ходов в течение некоторого периода времени, чтобы оценить объем добываемой жидкости. Однако скважинные нефтяные насосы не работают как истинные насосы прямого вытесняющего действия, поскольку насосы обычно проектируются со значительным зазором между поршнем и цилиндром, по которому поршень совершает возвратно-поступательное движение, что приводит к утечке или скольжению.
[0016] В соответствии с идеями настоящего изобретения информация, связанная со скважинными возвратно-поступательными насосами, может использоваться для приближенного определения добычи из соответствующей скважины.  В целом, добычу можно оценить на основании площади насоса и расстояния хода насоса, что соответствует расчетному рабочему объему для каждого хода. Однако известные оценки добычи не учитывают другие факторы, которые могут повлиять на добываемый объем, такие как, например, заполняемость насоса и/или утечка из насоса. Описанные в данном документе типовые способы и устройство могут использоваться для более точной оценки добычи с учетом по меньшей мере этих двух переменных.
[0017] Заполняемость насоса относится к количеству текучей среды в цилиндре насоса (например, между поршнем и дном цилиндра). Если цилиндр насоса не полностью заполнен, когда поршень движется вниз во время хода вниз, то объем жидкости, перекачиваемой поршнем при ходе вверх, отличается от рабочего объема насоса.  Способы и устройство, раскрытые в данном документе, могут использоваться для определения коэффициента заполняемости насоса (например, степени), который полезен для ряда вариантов управления штанговым насосом. Например, коэффициент заполняемости насоса является очень желательной переменной процесса для регулирования скорости штангового насоса и/или управления включением/выключением штангового насоса. При регулировании скорости штангового насоса, скорость насоса может быть уменьшена, если коэффициент заполняемости насоса ниже целевого значения (например, уставки, порога), и увеличена, если коэффициент заполняемости насоса выше целевого значения. Для управления включением/выключением можно контролировать коэффициент заполняемости насоса, и, когда коэффициент заполняемости насоса падает ниже целевого значения для заданного количества ходов, насос можно остановить, а скважину можно оставить на холостом ходу, чтобы обсадная колонна скважины заполнилась добываемой продукцией из продуктивного пласта. Поэтому, когда перекачка возобновляется (в конце простоя), для заполнения насоса может иметься достаточное количество текучей среды. Эти стратегии могут использоваться для снижения потребления энергии на единицу добываемой жидкости и уменьшения износа компонентов насосной системы, тем самым продлевая срок службы насосной системы.
[0018] Кроме того, скважинные насосы спроектированы с зазором или просветом между поршнем и цилиндром или трубой, внутри которой поршень совершает возвратно-поступательные движения. Поэтому при ходе вверх (например, когда существует разность давления на поршне) между насосом и цилиндром происходит утечка. В результате этого объем фактически перекачиваемой текучей среды меньше прогнозируемого или оцененного объема. Описанные в данном документе типовые способы и устройство могут использоваться для определения коэффициента пропорциональности утечки, который может использоваться для более точного прогнозирования объема нефти, добытого в каждом ходе.  В некоторых примерах, степень или коэффициент заполняемости насоса также используется для определения коэффициента пропорциональности утечки. Поэтому описанные в данном документе типовые способы и устройство могут использоваться для определения заполняемости и утечки насоса, которые затем могут использоваться для более точной оценки добычи. В частности, добыча из скважины может быть выведена на основании количества ходов насосной установки, геометрии скважинного насоса, типового коэффициента пропорциональности утечки и/или коэффициента заполняемости насоса. Ход относится к полному циклу, включающему ход вверх и ход вниз.
[0019] Кроме того, в большинстве случаев применения возвратно-поступательного штангового насоса, оператор или владелец могут захотеть эксплуатировать скважину при или вблизи «быстрой откачки», которая является точкой, при которой количество доступной жидкости в стволе скважины более или менее подходит для заполнения насоса. В целом, работа скважины вблизи быстрой откачки дает низкое практическое давление на забое скважины. Кроме того, по мере снижения давления на забое увеличивается приток в ствол скважины. Поэтому работа скважины при или вблизи быстрой откачки обычно приводит к максимальной добыче из скважины. Однако в некоторых случаях оператор может захотеть использовать скважину при заданном давлении в стволе скважины, которое отличается от давления быстрой откачки. Эта стратегия может обеспечить превосходное управление коллектором, поскольку она позволяет более легким углеводородным компонентам оставаться в растворе с жидкой фазой, когда продукты текут к стволу скважины. За счет того, что продукт поддерживается только в жидкой фазе, повышается эффективная проницаемость для жидкостей. В некоторых случаях этот подход приводит к более высокому общему извлечению углеводородов (хотя в некоторых случаях извлечение может занять более длительный период времени). Для работы скважины при (или около) заданного значения давления в скважине (например, уставки, порога) нужен некоторый способ измерения или оценки давления в стволе скважины (на входе насоса). Имеются определенные измерительные приборы для непосредственного измерения этих значений. Однако обычно эти приборы дорогие и сложные для установки. Описанные в данном документе типовые способы и устройство обеспечивают способ определения разности давления на насосе с использованием коэффициента заполняемости насоса, описанного выше.  Это позволяет определять давление на входе насоса и использовать его для управления скоростью насоса. Давление на входе насоса может использоваться для регулирования скорости штангового насоса и управления включением/выключением штангового насоса.  Иными словами, в зависимости от давления на входе насоса, можно уменьшить или увеличить скорость насоса и/или можно остановить или запустить насос.
[0020] На фиг. 1 проиллюстрирована типовая насосная установка 100, которая может использоваться для добычи нефти из нефтяной скважины 102.  Насосная установка 100 содержит основание 104, стойку  станка-качалки 106 и балансир 108.  В проиллюстрированном примере насосная установка 100 содержит двигатель или мотор 110, который приводит в движение ременную передачу 112 для вращения редуктора 114 и, в свою очередь, вращения плеча кривошипа 116 и противовеса 118. Шатун 120 присоединен между плечом кривошипа 116 и балансиром 108, так что при вращении плеча кривошипа 116 движется шатун 120 и балансир 108.  Так как балансир 108 поворачивается вокруг точки поворота и/или опоры балансира 122, балансир 108 перемещает балансир штангового насоса 124, чтобы обеспечить возвратно-поступательное движение для скважинного насоса 126 через подвеску 128, полированный шток 130, колонну НКТ 132 и колонну насосных штанг 134.
[0021] В проиллюстрированном примере, возвратно-поступательное движение балансира штангового насоса 124 перемещает поршень 136 насоса 126 внутри цилиндра 138 (например, ствола скважины, обсадной колонны, корпуса и т. д.) насоса 126 для извлечения жидкости из окружающего пласта 140 (обозначенного F).  Во время подъема поршня 136 жидкость втягивается в ствол скважины 138 через неподвижный клапан 142 (например, нижний клапан), расположенный на забое ствола скважины 138.  Поршень 136 содержит в себе подвижный клапан 144 (например, верхний клапан), который находится в закрытом положении.  Фактически, поршень 126  толкает текучую среду в колонне НКТ 132, расположенной над поршнем  136, на поверхность.  При ходе вниз открывается подвижный клапан 144 поршня 126, который позволяет текучей среде в цилиндре 138 протекать через клапан 144 в колонну НКТ 138 над поршнем  126.  В это время неподвижный клапан 142 закрыт.  Затем поршень  126 перемещается вверх при последующем ходе вверх, чтобы протолкнуть жидкость в колонне НКТ 132 по направлению к поверхности, и так далее.
[0022] Для гарантии, что буровой шлам не будет негативно влиять на добычу и/или негативно влиять на перемещение поршня 136 относительно ствола скважины 138, предусмотрен зазор и/или просвет между поршнем 136 и стволом скважины 138.  Зазор уменьшает объем текучей среды, добываемый насосом 126 во время каждого хода насосной установки 100.
2
3
[0023] Для точного определения добычи из насоса 126 насосная установка 100 содержит типовое устройство и/или контроллер штангового насоса 146.  В этом примере, данные из насосной установки 100 и/или связанные с ней данные принимаются устройством ввода/вывода (I/O) 148 контроллера штангового насоса 146, и хранятся в памяти 150, доступной процессору 152.  Как описано более подробно в данном документе, процессор 152 может выполнять расчеты для определения, например, типового коэффициента заполняемости насоса (например, на основании объема текучей среды, содержащейся в насосе 126), давления на входе насоса 126, типового коэффициента пропорциональности утечки (например, в дюйм/фунт-сила), объема текучей среды, утекающей через насос 126 (например, в дюйм), и/или общего количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки 100 и/или заданного периода времени.  В некоторых примерах, компоненты 148, 150, 152 устройства 146 располагаются внутри корпуса 147, который может располагаться на площадке насосной установки 100.  В других примерах, устройство 146 может располагаться в удаленном месте (например, на базовой станции или в пункте управления).
[0024] Было предложено несколько способов расчета предполагаемой добычи с использованием контроллера буровой площадки, который может подсчитывать ходы насоса и измерять эффективность отдельных ходов.  Тем не менее, недостатком этих известных способов является необходимость независимой оценки или измерения величины утечки, которая возникает во время каждого хода.  В заявке на патент США № 13/187330, поданной 20 июля 2011 года, которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки, излагается способ, который применяет принцип, полученный из лабораторных испытаний насосов и, в частности, показывает, что утечка через насос прямо пропорциональна разности давления на насосе (например, разности между давлением внутри цилиндра 138 и давлением над поршнем 136).  Разность давления на насосе прямо пропорциональна нагрузке или напряжению на колонне насосных штанг.  Традиционный диагностический инструмент, используемый вместе с возвратно-поступательными штанговыми насосами, называется динамограммой, которая представляет собой график зависимости нагрузки (например, силы) от положения (например, линейного перемещения) для одинарного хода насосной установки.  Обычно используются два типа динамограмм.  Первый тип динамограммы представляет собой динамограмму поверхности, которая получена по результатам измерений, выполненных на поверхности, и отображает зависимость нагрузки на полированный шток от положения полированного штока. Второй тип динамограммы называется динамограммой насоса и вычисляется с использованием данных, собранных для динамограммы поверхности, и процесса математического вычисления, который моделирует гибкость колонны насосных штанг.
[0025] На фиг. 2 проиллюстрирована типовая динамограмма поверхности 200, которая может быть создана в соответствии с идеями настоящего изобретения, используя данные, связанные с зависимостью вертикального смещения полированного штока 130 от времени, и данные, связанные с зависимостью напряжения на полированном штоке 130 от времени.  В некоторых примерах, динамограмма поверхности 200 представляет случай, в котором скважинный насос 126 работает нормально с соответствующей жидкостью для перекачивания.  Как проиллюстрировано на фиг. 2, ось X 202 соответствует положению полированного штока 130, а ось Y 204 соответствует нагрузке на полированный шток 130.
[0026] В примере, проиллюстрированном на фиг. 2, ссылочный номер 206 (в точке 1) соответствует моменту, когда полированный шток 130 начинает свое движение вверх (например, ход вверх), чтобы начать поднимать столб текучей среды.  Между ссылочными номерами 206 и 208 (в точке 2) показано увеличение напряжения на полированном штоке 130, когда полированный шток 130 растягивается, а столб текучей среды поднимается.  Ссылочный номер 208 соответствует моменту, когда насосная установка 100 несет вес колонны насосных штанг 134 и вес ускоряющегося столба текучей среды.  Между ссылочными номерами 208 и 210  (в точке 3), когда ход вверх продолжается, силовые волны прибывают на поверхность, что вызывает колебания нагрузки на полированный шток 130.  Ссылочный номер 210 соответствует моменту, когда полированный шток 130 достигает своего максимального смещения вверх.  Между ссылочными номерами 210 и 212 (в точке 4), нагрузка текучей среды передается от колонны насосных штанг 134 на колонну НКТ 132, что приводит к уменьшению напряжения в полированном штоке 130.  Ссылочный номер 212 соответствует моменту, когда нагрузка преимущественно и/или полностью переносится на колонну НКТ 132.  Между ссылочными номерами 212 и 206, когда ход вниз продолжается, силовые волны отражаются к поверхности, что вызывает нерегулярную нагрузку на полированный шток 130 до тех пор, пока полированный шток 130 не достигает нижней точки, и начинает другой ход.
[0027] На фиг. 3 проиллюстрирована типовая динамограмма насоса 300, которая может быть создана в соответствии с идеями настоящего изобретения, используя данные, связанные с положением полированного штока 130 и нагрузкой на полированный шток 130.  В некоторых примерах, динамограмма насоса 300 создается с использованием данных, измеренных на поверхности.  Как проиллюстрировано на фиг. 3, ось X 302 соответствует положению скважинного насоса (например, положению поршня 136), а ось Y 304 соответствует нагрузке на скважинный насос.  Точки 1, 2, 3 и 4 из фиг. 2 проиллюстрированы и на фиг. 3.  Используя динамограмму насоса 300, разность давления на насосе 126 пропорциональна высоте (например, длине по вертикали) динамограммы насоса 300.  Следовательно, утечка через насос 126 прямо пропорциональна высоте динамограммы насоса 300.  Используя метод трапеций (или другой аналогичный метод), измеренные данные из хода насосной установки могут быть интегрированы для определения площади динамограммы насоса 300.  Общая площадь динамограммы насоса представляет собой количество выполненной работы (например, силы, действующей при перемещении на некоторое расстояние).  Таким образом, площадь динамограммы насоса 300 представляет собой работу, выполняемую насосом 126.
stroke
[0028] В идеальных условиях (например, когда насос 126 заполнен и нет движения колонны НКТ и/или утечки), если давление на выходе (например, давление текучей среды над поршнем 136) и давление на входе насоса 126 (например, давление текучей среды ниже поршня 136) известны или оценены, площадь динамограммы 300 может использоваться для определения идеального объема добываемой текучей среды V с использованием приведенного ниже уравнения 1.
Уравнение 1
stroke
PC
3
2
[0029] В Уравнении 1, V представляет собой идеальный (например, без утечки) объем текучей среды, добываемый во время хода (например, в дюйм) [1дюйм=2,54 см] A представляет собой площадь динамограммы насоса (например, в фунт-сила*дюйм) [1фунт-сила=4,45 Н] для хода, а ΔP представляет собой разность давления на поршне 136 (например, разность между давлением на входе насоса и давлением на выходе насоса) (например, в фунт-сила/дюйм).  Однако соотношение, указанное в уравнении 1, может использоваться только для полной динамограммы насоса в скважине, которая имеет заякоренную колонну НКТ.  В частности, в некоторых случаях колонна НКТ 132 заякорена или закреплена для предотвращения перемещения и/или растяжения колонны НКТ 132 во время работы.  Если колонна НКТ 132 не заякорена, колонна НКТ 132 может перемещаться и/или растягиваться во время работы.  Это может влиять на площадь динамограммы насоса 300.
PCI
[0030] Например, на фиг. 4 показана типовая идеальная «полная» динамограмма насоса 400 для скважины (например, скважины 102) с заякоренной колонной НКТ.  Ось X 402 соответствует положению скважинного насоса, а ось Y 404 соответствует нагрузке на скважинный насос.  Как проиллюстрировано на фиг. 4, форма динамограммы 400 является по существу прямоугольной.  Даже с неравномерностями, которые могут существовать, идеальная площадь A динамограммы насоса может быть определена (например, аппроксимирована) с использованием приведенного ниже уравнения 2.
Уравнение 2
PCI
max
min
max
min
[0031] В уравнении 2, A представляет собой идеальную площадь динамограммы насоса (например, в дюйм*фунт-сила), S представляет собой максимальное положение насоса (например, в дюймах), S представляет собой минимальное положение насоса (например, в дюймах), F представляет собой максимальную нагрузку насоса (например, в фунт-сила) и F представляет собой минимальную нагрузку насоса (например, в фунт-сила), которые обозначены на фиг. 4.
[0032] В некоторых случаях, как было описано выше, колонна НКТ не заякорена или не закреплена.  В результате этого колонна НКТ может растягиваться во время работы, влияя, тем самым, на площадь динамограммы насоса.  Фиг. 5 иллюстрирует типовую идеальную «полную» динамограмму насоса 500 для скважины (например, скважины 102) с незаякоренной колонной НКТ.  Ось X 502 соответствует положению скважинного насоса, а ось Y 504 соответствует нагрузке на скважинный насос.  Как проиллюстрировано на фиг. 5, динамограмма насоса 500 имеет форму параллелограмма.  В частности, стороны динамограммы насоса 500 имеют не такой крутой наклон, как, например, стороны динамограммы насоса 400.  Наклоны боковых сторон динамограммы насоса 500 отражают растяжение и возвращение в исходное состояние колонны НКТ по мере того, как нагрузка текучей среды передается от колонны насосных штанг 134 (например, при ходе вверх) на колонну НКТ 132 (например, при ходе вниз).  Наклоны сторон динамограммы насоса dF/ds можно определить с использованием приведенного ниже уравнения 3.
Уравнение 3
2
2
tubing
PCI
[0033] В уравнении 3, dF/ds представляет собой наклон сторон динамограммы насоса (например, в фунт-сила/дюйм), E представляет собой модуль упругости материала колонны НКТ (например, в фунт-сила/дюйм), A представляет собой площадь поперечного сечения колонны НКТ (например, в дюйм), а L представляет собой длину  незаякоренной колонны НКТ (например, в фут).  Как проиллюстрировано на фиг. 5, динамограмма насоса 500 не является прямоугольником, как динамограмма насоса 400 на фиг. 4.  Таким образом, уравнение 2 не может применяться для точного определения площади динамограммы насоса 500.  Идеальная площадь A динамограммы насоса, связанная с незаякоренной колонной НКТ, может определяться с использованием приведенного ниже уравнения 4.
Уравнение 4
TM
[0034] В уравнении 4, A представляет собой сумму двух треугольных площадей на сторонах параллелограмма (например, в фунт-сила*дюйм), которые могут определяться с использованием приведенного ниже уравнения 5.
Уравнение 5
TM
PCI
[0035] Значение  A, определенное с помощью уравнения 5, можно использовать в уравнении 4 для определения идеальной площади A динамограммы насоса.
PCI
[0036] Другой проблемой, которая существует и которая может повлиять на объем добычи, является заполняемость насоса.  Фиг. 6 иллюстрирует типовую динамограмму насоса 600 для скважины (например, скважины 102) с заякоренной колонной НКТ, которая заполнена на 50%. Ось X 602 соответствует положению скважинного насоса, а ось Y 604 соответствует нагрузке на скважинный насос.  Когда насос 126 не заполнен, динамограмма насоса 600 возвращается во время пустого участка хода вниз, пока текучая среда не встретится с поршнем 136. Иными словами, в идеальном случае, во время хода вниз насос 126 должен быть полностью заполнен текучей средой.  Таким образом, давление текучей среды выше и ниже поршня 136 одинаковое и поэтому нагрузка на насос 126 во время хода вниз обычно равна нулю.  Однако если насос 126 не полностью заполнен текучей средой, поршень 136 несет колонну текучей среды над насосом 126, когда поршень 126 перемещается вниз во время хода вниз.  Как только поршень 136 упирается в текучую среду в насосе 126, давление выше и ниже поршня 136 стабилизируется и, таким образом, нагрузка на насос 126 становится равной нулю.  Сравнивая с фиг. 4, динамограмма насоса 400 на фиг. 4 имеет большую площадь, чем динамограмма насоса 600 на фиг. 6.  Идеальная площадь A динамограммы насоса 600 может определяться с использованием приведенного ниже уравнения 6.
Уравнение 6
TM
TM
[0037] В уравнении 6, A представляет собой сумму треугольных площадей (например, рассчитанную с использованием уравнения 5), а η представляет собой коэффициент заполняемости насоса (например, степень).  Таким образом, уравнение 6 объединяет характер заполняемости насоса с характером движения колонны НКТ, чтобы точно определить площадь динамограммы насоса.  Для заякоренных скважин длина незаякоренной колонны НКТ L в уравнении 5 равна нулю, что дает нулевое значение A в уравнении 6.  Уравнение 6 может быть перегруппировано для определения коэффициента заполняемости насоса η, как показано в приведенном ниже уравнении 7.
Уравнение 7
PC
max
min
max
min
PC
TM
[0038] В уравнении 7, A представляет собой фактическую площадь интегрированной динамограммы (например, в фунт-сила*дюйм), которая может определяться, например, с использованием метода трапеций.  Уравнение 7 обеспечивает средство для определения (например, оценки) коэффициента заполняемости насоса η с использованием известных параметров (например, атрибутов) колонны НКТ и динамограммы насоса.  Таким образом, типовой способ или процесс определения коэффициента заполняемости насоса η может включать вычисление динамограммы поверхности (например, динамограммы поверхности 200), вычисление (например, расчет) динамограммы насоса (например, динамограммы насоса 600, которая может быть основана на динамограмме поверхности), анализ динамограммы насоса для определения максимального и минимального положения, и максимальных и минимальных нагрузок (S, S, F, F), интегрирование динамограммы насоса для определения истинной или фактической площади A, вычисление треугольных площадей A с использованием уравнения 5 (если колонна НКТ не заякорена) (L, E и A известны из конфигурации колонны НКТ), и расчет коэффициента заполняемости насоса η с использованием уравнения 7.  Такой способ может выполняться, например, процессором 152 контроллера штангового насоса 146. Коэффициент заполняемости насоса η может определяться для каждого хода насосной установки 100.  В некоторых примерах, коэффициент заполняемости насоса η может контролироваться и может использоваться для управления скоростью и/или операциями включения/выключения двигателя 110.  Например, если коэффициент заполняемости насоса η падает ниже порогового или целевого значения, скорость двигателя 110 может быть уменьшена.  Благодаря этому имеется относительно больше времени для заполнения насоса 126 между ходами.
[0039] Как описано в данном документе, утечка из насоса происходит, когда имеется разность давления на насосе 126.  Поэтому, когда динамограмма насоса демонстрирует положительную нагрузку на насос 126, присутствует разность давления на насосе 126.  Кроме того, скорость утечки пропорциональна разности давления на насосе 126.  Поскольку разность давления на насосе пропорциональна нагрузке на динамограмме насоса, скорость утечки пропорциональна нагрузке на динамограмме насоса.  Утечка из насоса происходит при ходе вверх, так как на насосе существует разность давления (например, как указано посредством нагрузки на насос 126 во время хода вверх). Кроме того, утечка из насоса 126 может происходить при ходе вниз, когда заполняемость меньше 100%, так как разность давления на насосе 126 существует, когда насос 126 заполнен менее чем на 100%. Принимая во внимание тот факт, что дискретные значения, используемые для расчета динамограмм насоса, распределены одинаково во времени, объем утечки текучей среды LKG можно определить (например, аппроксимировать) с использованием приведенного ниже уравнения 8.
)   Уравнение 8
3
2
LKG
stroke
[0040] В уравнении 8, LKG представляет собой объем жидкости, утекающей через насос (например, в дюйм), и C представляет собой коэффициент пропорциональности утечки (например, в дюйм/фунт-сила). Член (2,0-η) в уравнении 8 учитывает утечки при ходе вниз.  Если насос 126 заполнен (например, объем ствола скважины 138 меньше объема под поршнем 136), то коэффициент заполняемости насоса составляет 1,0, а член (2,0-η) становится равным 1,0.  Однако, если насос 126 заполнен не полностью, например, заполнен на 50%, коэффициент заполняемости насоса равняется 0,5, а член (2,0-η) становится равным 1,5, что говорит об утечке, возникающей во время половины хода вниз.  Как только объем утекающей текучей среды LKG известен, чистая добыча для хода насоса IP может быть определена с использованием приведенного ниже уравнения 9.
Уравнение 9
stroke
[0041] Уравнения 1 и 8 могут объединяться в уравнение 9 для получения приведенного ниже уравнения 10 для определения чистой добычи хода насоса IP.
Уравнение 10
i
[0042] В целом, член разности давления ΔР в уравнении 10 может быть трудным для оценки из известных или измеренных рабочих параметров.  Как описано в данном документе, в типовых способах и устройстве предполагается, что разность давления на насосе ΔP пропорциональна нагрузке насоса.  Соотношение для определения значения мгновенного давления ΔP может быть определено с использованием приведенного ниже уравнения 11.
Уравнение 11
i
i
pump
avg
avg
2
2
[0043] В уравнении 11, ΔP представляет собой мгновенное давление на насосе (например, в фунт-сила/дюйм), F представляет собой мгновенную силу насоса (например, в фунт-сила), а A представляет собой площадь поперечного сечения насоса (например, в дюйм).  Чтобы получить среднюю или усредненную силу F на насосе 126 для завершенного или полного хода (например, хода вверх и хода вниз), среднюю силу F можно определить, используя приведенное ниже уравнение 12.
Уравнение 12
[0044] Подставляя уравнение 12 в уравнение 11, получаем приведенное ниже уравнение 13.
Уравнение 13
avg
stroke
2
[0045]  В уравнении 13, ΔP представляет собой среднее давление на насосе во время возникновения утечки (например, в фунт-сила/дюйм).  Подставляя уравнение 13 в уравнение 10, получаем приведенное ниже уравнение 14, которое обеспечивает точный способ выведения (например, оценки) чистой добычи IP из одинарного хода насосной установки.
Уравнение 14
observed
[0046] Из уравнения 14, добыча P для серии ходов насосной установки может оцениваться с использованием приведенного ниже уравнения 15.
Уравнение 15
observed
LKG
3
[0047] В уравнении 15, P представляет собой общую наблюдаемую добычу во время серии ходов (например, в дюйм), а ∑ представляет собой суммирование членов для всех ходов за период наблюдения (например, для двух ходов, восьми ходов и т. д.).  Уравнение 15 может быть перегруппировано для определения коэффициента пропорциональности утечки C, что дает приведенное ниже уравнение 16.
Уравнение 16
LKG
observed
LKG
LKG
LKG
[0048] В некоторых примерах может выполняться процесс калибровки для получения коэффициента пропорциональности утечки C.  Например, добывающая скважина может соединяться со специализированным двухфазовым или трехфазовым сепаратором, который может измерять добычу жидкости из скважины в течение определенного периода времени (например, 6 часов, 1 дня и т. д.) и/или для определенного количества ходов.  Например, на фиг. 1 проиллюстрирован сепаратор 154, который может отделять нефть от воды и газа и определять объем добытой нефти.  Процессор 152 может измерять требуемые параметры, рассчитывать динамограммы насоса (например, для каждого хода) и выполнять расчеты, описанные в данном документе, чтобы определять значение члена  (например, первого члена суммирования) и значение члена  (например, второго члена суммирования) на основании ходов насосной установки в течение периода калибровки.  В конце периода калибровки наблюдаемая общая добыча жидкости (нефти и воды) P и члены суммирования  и  могут использоваться в уравнении 16 для определения значения коэффициента пропорциональности утечки C.  Значение коэффициента пропорциональности утечки Cможет затем использоваться для вывода или определения добычи для одинарного хода (например, с использованием уравнения 14) или для множества ходов в течение определенного периода времени (например, с использованием уравнения 15).  Иными словами, имея коэффициент пропорциональности утечки C (который можно получить с использованием вышеприведенного типового способа или другого средства), предполагаемая добыча отдельного хода может быть определена с использованием уравнения 14 и значений, полученных из динамограммы скважины.  Предполагаемая добыча для отдельных ходов может накапливаться в течение определенного периода времени (например, часа, дня, месяца и т. д.), который может определяться с использованием уравнения 15.
[0049] Приведенное выше уравнение 13 обеспечивает средство для определения или оценки разности давления ΔP на насосе 126 с использованием известных атрибутов насоса 126 и динамограммы насоса. С использованием приведенного ниже уравнения 17 можно определить давление на входе насоса (Pump intake pressure, PIP).
Уравнение 17
2
2
pump
[0050] В уравнении 17, PIP представляет собой давление на входе насоса (например, в фунт-сила/дюйм), PDP представляет собой давление на выходе насоса (например, в фунт-сила/дюйм), а ΔP представляет собой разность давления на насосе (которую можно определить с использованием уравнения 13).  Для определения (например, оценки) давления на выходе насоса PDP может использоваться ряд способов.  Текучая среда, содержащаяся в эксплуатационной колонне, может рассматриваться как текучий или как статический вертикальный столб жидкости.  В некоторых примерах, поскольку поток текучей среды является циклическим (например, системы возвратно-поступательного штангового насоса перекачивают только во время хода вверх), а скорости потока относительно низкие, потери давления на трение в вертикальном столбе часто не учитываются.  Тем не менее, следует учитывать изменения плотности в столбе текучей среды.  Например, типовой способ может включать запуск на поверхности при давлении на выходе на поверхности (например, измеренным посредством датчика) и пошаговое вычисление давления вниз по колонне НКТ 132 (фиг. 1).  Типовой способ или процесс может включать (например, предполагая постоянную плотность в пределах отрезка или дискретного приращения) (1) получение оценок дебита нефти, воды и газа для скважины; (2) получение или аппроксимацию соотношений для давления (P), объема (V) и температуры (T)  (PVT) жидких компонентов в разумных пределах давления и температуры; (3) измерение или оценку давления на выходе и температуры на поверхности; (4) использование PVT-характеристик, вместе с оценками давления и температуры, для расчета плотности предполагаемой смеси нефти, воды и газа при давлении и температуре на выходе; (5) предположение постоянной плотности по дискретному приращению глубины или давления; (6) расчет или оценку глубины, давления и температуры внизу дискретного приращения; (7) определение того, была ли достигнута глубина насоса, используя текущее расчетное давление в качестве давления на выходе насоса; и (8), если глубина насоса не была достигнута, возврат к этапу 4.  В этом примере, соотношения PVT можно оценить, используя гравиметрические измерения для нефти и газа, эмпирические корреляции, и/или оценки давления и температуры, которые могут храниться, например, в памяти 150. Дополнительно или в качестве альтернативы может использоваться уравнение сложной модели состояния.  В некоторых примерах, процессор (например, процессор 152) может оценивать давление на выходе насоса, оценивать разность давления на насосе в конце каждого хода (например, используя уравнение 13) и применять уравнение 17 для получения расчетного давления на входе насоса.
[0051] В некоторых примерах, в таком типовом способе, результаты измерения давления на входе насоса могут иметь относительно большой вклад шумов (например, оценки давления на входе насоса для различных ходов могут варьироваться).  В таком примере может использоваться пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД)  контроллер с затухающей функцией или низким коэффициентом усиления, в результате чего процессор может выполнять либо включение/выключение, либо регулирование скорости насосной системы. Например, в режиме управления включением/выключением контроллер штангового насоса 146 может останавливать насос 126 (например, останавливать двигатель 110) и переводить насосную установку 100 во временный простой, когда расчетное давление на входе насоса становится ниже порога давления на входе насоса для определенного количества ходов.  В режиме регулирования скорости, например, контроллер штангового насоса 146 может уменьшать скорость насоса, если расчетное давление на входе насоса ниже порогового значения, и увеличивать скорость насоса, если расчетное давление на входе насоса превышает пороговое значение.
[0052] Хотя на фиг. 1 проиллюстрирован пример реализации устройства 146, один или большее количество элементов, способов и/или устройств, проиллюстрированных на фиг. 1, могут быть объединены, разделены, перегруппированы, опущены, исключены и/или реализованы любым другим способом. Кроме того, типовое устройство ввода-вывода 148, типовая память 150, типовой процессор 152, и/или, в более общем смысле, типовое устройство 146 по фиг. 1 могут быть реализованы посредством аппаратного обеспечения, программного обеспечения, встроенного программного обеспечения, и/или любой комбинации аппаратного обеспечения, программного обеспечения, и/или встроенного программного обеспечения. Таким образом, например, любое из типового устройства ввода-вывода 148, типовой памяти 150, типового процессора 152, и/или, в более общем смысле, типового устройства 146 по фиг. 1 может быть реализовано посредством одной или большего количества аналоговых или цифровых схем, логических схем, программируемых процессоров, специализированных интегральных схем (СИС), программируемых логических устройств (ПЛУ) и/или программируемых пользователем логических устройств (ППЛУ). Когда любое из устройств или систем, заявленных в настоящем патенте, интерпретируется для охвата исключительно реализации в виде программного обеспечения и/или встроенного программного обеспечения, по меньшей мере одно из следующего: типовое устройство ввода/вывода 148, типовая память 150 и/или типовой процессор 152 четко определено/определены, чтобы содержать материальный машиночитаемый носитель данных или диск хранения, такой как: память, универсальный цифровой диск (DVD), компакт-диск (CD), диск Blu-ray и т. д., хранящий программное обеспечение и/или встроенное программное обеспечение. Кроме того, типовое устройство по фиг. 1 может содержать один или большее количество элементов, способов и/или устройств в дополнение к или вместо тех, которые проиллюстрированы на фиг. 1, и/или может содержать больше одного из любого или всех проиллюстрированных элементов, способов и устройств.
[0053] Блок-схемы, представляющие собой типовые способы реализации устройства 146 по фиг. 1, показаны на фиг. 7, 8, 9,10A и 10B.  Способы по фиг. 7, 8, 9, 10A и 10B могут быть реализованы посредством машиночитаемых команд, которые содержат программу для выполнения процессором, таким как процессор 1112, показанный на типовой процессорной платформе 1100, обсуждаемой ниже со ссылкой на фиг. 11.  Программа может быть реализована в виде программного обеспечения, хранящегося на материальном машиночитаемом носителе данных, таком как: CD-ROM, гибкий диск, жесткий диск, универсальный цифровой диск (DVD), диск Blu-ray или память, связанная с процессором 1112, но вся программа и/или ее части могут альтернативно выполняться устройством, отличным от процессора 1112, и/или реализованы в виде встроенного программного обеспечения или специализированного аппаратного обеспечения.  Кроме того, хотя типовые способы описаны со ссылками на блок-схемы, проиллюстрированные на фиг. 7, 8, 9, 10A и 10B, в альтернативных вариантах могут использоваться многие другие способы реализации типового устройства 146.  Например, порядок выполнения этапов может быть изменен и/или некоторые из описанных этапов могут быть изменены, исключены или объединены.
[0054] Как упоминалось выше, типовые способы по фиг. 7, 8, 9, 10A и 10B могут быть реализованы с использованием кодированных команд (например, читаемых компьютером и/или машиночитаемых команд), хранящихся на материальном машиночитаемом носителе данных, таком как: жесткий диск, флэш-память, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), компакт-диск (CD), универсальный цифровой диск (DVD), кэш, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) и/или любое другое запоминающее устройство или диск хранения, на котором информация хранится в течение любого периода времени (например, в течение больших периодов времени, постоянно, в течение небольших периодов времени, в течение временной буферизации и/или в течение кэширования данных). Как используется в данном документе, термин материальный машиночитаемый носитель данных явно определен, чтобы включать любой тип машиночитаемого запоминающего устройства и/или диска хранения, и исключать распространяющиеся сигналы, и исключать среду передачи. Термины «материальный читаемый компьютером носитель данных» и «материальный машиночитаемый носитель данных» используются в данном документе взаимозаменяемо.  Дополнительно или в качестве альтернативы, типовые способы по фиг. 7, 8, 9, 10A и 10B могут быть реализованы с использованием кодированных команд (например, читаемых компьютером и/или машиночитаемых команд), хранящихся на материальном энергонезависимом читаемом компьютером и/или машиночитаемом носителе данных, таком как: жесткий диск, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, компакт-диск, универсальный цифровой диск, кэш, оперативное запоминающее устройство, и/или любое другое запоминающее устройство или диск хранения, на котором информация хранится в течение любого периода времени (например, в течение больших периодов времени, постоянно, в течение небольших периодов времени, в течение временной буферизации и/или в течение кэширования данных).  Как используется в данном документе, термин энергонезависимый читаемый компьютером носитель данных явно определен, чтобы включать любой тип машиночитаемого носителя данных и/или диска хранения, и исключать распространяющиеся сигналы, и исключать среду передачи.  В контексте данного документа, использование фразы «по меньшей мере» в качестве переходного термина в преамбуле формулы изобретения означает возможность изменения, точно так же, как и термин «содержит» означает возможность изменения.
[0055]  На фиг. 7 проиллюстрирован типовой способ 700 расчета коэффициента заполняемости насоса (например, степени) для насосной установки.  Типовой способ 700 может быть реализован посредством устройства 146 (например, с использованием процессора 152) по фиг. 1, например, для расчета коэффициента заполняемости насоса для насоса 126.  Типовой способ 700 включает вычисление динамограммы поверхности (этап 702).  Как описано в данном документе, динамограмма поверхности получена по результатам измерений, выполненных на поверхности, и отображает зависимость нагрузки на полированный шток от положения полированного штока.  На фиг. 2 проиллюстрирована типовая динамограмма насоса 200, которая может быть вычислена для типовой насосной установки 100 по фиг. 1. Динамограмма поверхности может быть вычислена, например, процессором 152 по фиг. 1.
[0056] Типовой способ 700 включает вычисление динамограммы насоса (этап 704).  Как описано в данном документе, динамограмма насоса может быть вычислена с использованием данных, собранных для динамограммы поверхности, и процесса математического вычисления, который моделирует гибкость колонны насосных штанг.  На фиг. 3, 4, 5 и 6 проиллюстрированы типовые динамограммы насоса, которые могут быть вычислены для типовой насосной установки 100 по фиг. 1. Динамограмма насоса может быть вычислена, например, процессором 152 по фиг. 1.
max
min
max
min
[0057] Типовой способ 700 включает определение максимального положения насоса S, минимального положения насоса S, максимальной нагрузки насоса F и минимальной нагрузки насоса F из динамограммы насоса (этап 706).  Положения и нагрузки насоса могут быть определены, например, процессором 152 по фиг. 1.
PCI
PCI
max
min
max
min
PCI
PCI
max
min
max
min
tubing
PCI
PCI
[0058] Типовой способ 700 по фиг. 7 включает определение того, заякорена ли колонна труб (например, колонна НКТ) насосной установки (этап 708).  Как описано в данном документе, если колонна НКТ насосной установки не заякорена, колонна НКТ может изгибаться и растягиваться во время работы.  В результате сила на насосе может временами ослабляться.  Например, на фиг. 4 иображена типовая динамограмма насоса 400 скважины, имеющей заякоренную колонну НКТ, а на фиг. 5 показана типовая динамограмма насоса 500 скважины, имеющей незаякоренную колонну НКТ.  Если колонна НКТ заякорена, типовой способ 700 включает расчет идеальной площади A динамограммы насоса для заякоренной колонны НКТ (этап 710).  Идеальная площадь A может быть основана на максимальном положении насоса S, минимальном положении насоса  S, максимальной нагрузке насоса Fи минимальной нагрузке насоса F.  Например, идеальная площадь A может рассчитываться с использованием уравнения 2.  Если колонна НКТ не заякорена, типовой способ 700 включает расчет идеальной площади A динамограммы насоса для незаякоренной колонны НКТ (этап 712). Идеальная площадь может быть основана на максимальном положении насоса S, минимальном положении насоса  S, максимальной нагрузке насоса Fи минимальной нагрузке насоса F,  модуле упругости E материала колонны НКТ, площади поперечного сечения колонны НКТ A и длине L незаякоренной колонны НКТ.  Например, идеальная площадь A динамограммы насоса для незаякоренной колонны НКТ может рассчитываться с использованием уравнения 4.  Процессор 152 по фиг. 1 может определять, заякорена или не заякорена колонна НКТ 136, и может рассчитывать идеальную площадь A динамограммы насоса с использованием уравнения 4.
PC
PC
PCI
PC
LKG
[0059] Типовой способ 700 включает расчет истинной площади A динамограммы насоса (этап 714).  Истинная площадь динамограммы насоса может рассчитываться с использованием, например, метода трапеций или любой другой математической формулы.  Истинная площадь A динамограммы насоса может быть рассчитана, например, процессором 152 по фиг. 1.  Типовой способ 700 включает определение коэффициента заполняемости насоса η на основании рассчитанной идеальной площади A динамограммы насоса и истинной площади A динамограммы насоса (этап 716).  Например, коэффициент заполняемости насоса η может определяться с использованием уравнения 7.  Коэффициент заполняемости насоса η может быть определен, например, процессором 152 по фиг. 1.  Коэффициент заполняемости насоса η может использоваться, помимо всего прочего, для определения давления на входе насоса PIP и/или определения коэффициента пропорциональности утечки  C, которые затем могут использоваться для более эффективной оценки добычи и/или управления насосной установкой.  В некоторых примерах, коэффициент заполняемости насоса может использоваться для управления скоростью и/или операцией включения/выключения насоса.  Например, можно контролировать коэффициент заполняемости насоса, и, когда коэффициент заполняемости насоса падает ниже целевого значения (например, для одного хода или для заданного количества ходов), насос можно остановить (или снизить его скорость), а скважину можно оставить на холостом ходу, чтобы обсадная колонна скважины заполнилась добываемой продукцией из продуктивного пласта.  Поэтому, когда перекачка возобновляется (в конце простоя), для заполнения насоса может иметься достаточное количество текучей среды.
avg
avg
PC
max
min
PC
max
min
avg
[0060] На фиг. 8 проиллюстрирован типовой способ 800 для расчета или определения давления на входе насоса.  Типовой способ 800 может быть реализован посредством устройства 146 (например, с использованием процессора 152) по фиг. 1, например, для определения давления на входе PIP насоса 126.  Типовой способ 800 включает определение коэффициента заполняемости насоса η (этап 802). Коэффициент заполняемости насоса η может быть определен с использованием типового способа 700 по фиг. 7, который может быть реализован посредством типового устройства 146 по фиг. 1.  Типовой способ 800 включает вычисление средней силы Fна насосе в течение периода времени, когда происходит утечка (этап 804).  Средняя сила F может быть основана, например, на площади A динамограммы насоса, максимальном положении насоса S, минимальном положении насоса S и/или коэффициенте заполняемости насоса η.  Площадь A динамограммы насоса, максимальное положение насоса S и минимальное положение насоса S описываются со ссылкой на способ 700 по фиг. 7. Средняя сила F может определяться с использованием уравнения 12, которое может быть реализовано, например, посредством типового процессора 152 по фиг. 1.
avg
avg
avg
PC
pump
max
min
[0061] Типовой способ 800 включает расчет среднего давления ΔP на насосе во время, когда происходит утечка (этап 806). Среднее давление ΔP может определяться с использованием уравнения 13, которое может быть реализовано, например, посредством процессора 152 по фиг. 1.  В уравнении 13, среднее давление ΔP основано на истинной площади A динамограммы насоса, площади поперечного сечения A насоса, максимальном положении насоса S, минимальном положении насоса S и коэффициенте заполняемости насоса η.  Типовой способ 800 включает получение оценок дебита нефти, воды и газа для скважины (этап 808).  Оценки дебита могут быть получены, например, процессором 152 по фиг. 1.  Дебиты могут быть основаны на измерениях сеператора 154.  В других примерах, дебиты могут определяться на основании предполагаемой добычи, например, определенной согласно способу на фиг. 10А и 10В и описанной в данном документе более подробно.
[0062] Типовой способ 800 по фиг. 8 включает получение или аппроксимацию соотношений для давления, объема и температуры жидких компонентов в диапазонах давления и температуры (этап 810) (например, в диапазонах давления и температуры, которые подходят для условий эксплуатации скважины).  Соотношения могут быть получены или аппроксимированы, например, процессором 152 по фиг. 1.  В некоторых примерах соотношения хранятся в памяти 150.  Типовой способ 800 включает измерение или оценку давления на выходе и температуры на поверхности (этап 812).  Например, процессор 152 по фиг. 1 может принимать данные измерений посредством устройства ввода-вывода 148 и определять давление на выходе и температуру на поверхности.
[0063] Типовой способ 800 включает использование характеристик давления, объема и температуры, наряду с измерениями/оценками давления и температуры, для расчета плотности предполагаемой смеси нефть/вода/газ при давлении и температуре на выходе (этап 814).  Плотность может быть рассчитана, например, процессором 152 по фиг. 1.  Типовой способ 800 включает оценку постоянной плотности по дискретному приращению глубины или давления (этап 816), и расчет глубины, давления и температуры внизу дискретного приращения (этап 818).  Дискретным приращением может быть любое приращение (например, 1 мм).  Значения глубины, давления и температуры могут быть рассчитаны, например, процессором 152 по фиг. 1.
[0064] Типовой способ 800 включает определение состояния, когда достигнута глубина насоса (этап 820).  Иными словами, способ 800 включает определение того, является ли приращение последним или самым нижним приращением скважины.  Если нет, типовой способ 800 включает использование характеристик давления, объема и температуры для расчета плотности и расчета значений глубины, давления и температуры внизу следующего дискретного приращения (этапы 814-818). Этот способ может продолжаться до тех пор, пока не будет достигнута глубина насоса.  Если глубина насоса достигнута, способ 800 включает использование текущего расчетного давления в качестве давления на выходе насоса (этап 822) (например, значения давления, рассчитанного на этапе 818) и расчет давления на входе насоса на основании рассчитанной разности давления на насосе и давления на выходе насоса (блок 824).  Давление на входе насоса может рассчитываться с использованием уравнения 17, которое может быть реализовано, например, посредством процессора 152 по фиг. 1.
[0065] На фиг. 9 проиллюстрирована  блок-схема, представляющая типовой способ 900, который может использоваться для эксплуатации насосной установки на основании давления на входе насоса.  Типовой способ 900 может быть реализован посредством устройства 146 (например, с использованием процессора 152) по фиг. 1, например, для эксплуатации насоса 126 выше или ниже порогового давления на входе и/или диапазона давления.  Типовой способ 900 включает определение давления на входе насоса (этап 902), которое может определяться с использованием типового способа 800 по фиг. 8. Типовой способ 900 включает сравнение давления на входе насоса с порогом давления на входе насоса (этап 904).  Давление на входе насоса может находиться в диапазоне (например, иметь верхний предел и нижний предел).  Давление на входе насоса может задаваться оператором.  Например, процессор 152 по фиг. 1 может определять давление на входе PIP насоса 126 и сравнивать давление на входе PIP с порогом давления на входе насоса.
[0066] Типовой способ 900 включает определение того, находится ли давление на входе насоса в пределах порога давления на входе насоса (этап 906).  Например, давление на входе насоса может быть выше допустимого или порогового давления на входе насоса.  Если давление на входе насоса не лежит в пределах порога давления на входе насоса, типовой способ 900 включает пуск или останов насоса и/или изменение скорости насоса (этап 908).  Например, устройство 146 по фиг. 1 может использоваться для управления двигателем 110, чтобы увеличивать или уменьшать скорость двигателя 110.  Как описано в данном документе, в некоторых примерах может потребоваться, чтобы насос работал выше установленного порога давления на входе, что может, например, позволить более легким углеводородам оставаться в жидкой фазе.  Типовой способ 900 включает определение необходимости продолжения мониторинга скважины (этап 910).  Если мониторинг должен продолжаться, типовой способ 900 может повторяться.  В противном случае выполнение типового способа 900 может заканчиваться.
pump
[0067] На фиг. 10А и 10В проиллюстрирована  блок-схема, представляющая типовой способ 1000, который может использоваться для оценки добычи нефтяной скважины.  Типовой способ 1000 может быть реализован посредством устройства 146 (например, с использованием процессора 152) по фиг. 1, например, для оценки добычи скважины 102 с помощью насосной установки 100.  Типовой способ 1000 включает получение параметров или атрибутов насоса, таких как диаметр насоса, площадь поперечного сечения A насоса, модуль упругости E материала колонны НКТ и/или длина L любой незаякоренной колонны НКТ (этап 1002).  Параметры или атрибуты могут быть получены, например, процессором 152 по фиг. 1.  На этапе 1004 начинается процесс непосредственного измерения добычи жидкости из скважины (например, скважины 102 по фиг. 1) в течение первого заданного периода времени и/или в течение первого заданного количества ходов (этап 1004). Жидкость, добываемая из скважины (например, скважины 102), непосредственно измеряется для одного или более ходов насосной установки (например, насосной установки 100) (этап 1006).  В некоторых примерах жидкость измеряется непосредственно с использованием сепаратора для испытания скважины (например, сепаратора 154 по фиг. 1).  Типовой способ 1000 включает определение того, завершила ли насосная установка ход (этап 1008).  Например, процессор 152 может определять, завершила ли насосная установка 100 ход.  В некоторых примерах, процессор 152 определяет, что насосная установка 100 завершает ход на основании обратной связи, полученной от датчика рядом с плечом кривошипа 116.  Если ход насосной установки не был завершен, способ продолжается для непосредственного измерения жидкости, добываемой из скважины (этап 1006).
max
min
max
min
PC
PC
[0068] Если насосная установка завершила ход (определенный на этапе 1008), типовой способ 1000 включает вычисление динамограммы насоса на основании, например, определенной динамограммы поверхности и/или данных, собранных для динамограммы поверхности (этап 1010). Динамограмма насоса может быть вычислена, например, процессором 152 по фиг. 1.  Типовой способ 1000 включает определение максимального положения насоса S, минимального положения насоса S, максимальной нагрузки насоса F и минимальной нагрузки насоса F из динамограммы насоса (этап 1012).  Положения и нагрузки насоса могут быть определены, например, типовым процессором 152 по фиг. 1. Типовой способ 1000 включает определение площади A динамограммы насоса (этап 1014).  Например, процессор 152 может определять площадь A динамограммы насоса с использованием метода трапеций.
[0069] Типовой способ 1000 включает определение коэффициента заполняемости насоса η (этап 1016).  Коэффициент заполняемости насоса η может определяться с использованием типового способа 700 по фиг. 7.  Типовой способ 1000 включает расчет первого значения суммирования и второго значения суммирования (этап 1018) для динамограмм хода(ов) насоса, которые произошли в течение первого заданного периода времени и/или первого заданного количества ходов. Например, первое значение суммирования может рассчитываться с использованием  для хода(ов), произошедшего(ых) в течение первого заданного периода времени, а второе значение суммирования может рассчитываться с использованием  для хода(ов), произошедшего(ых) в течение первого заданного периода времени.  Первое и второе значения суммирования могут быть определены, например, процессором 152 по фиг. 1.
[0070] Типовой способ 1000 включает определение того, истек ли первый заданный период времени и/или произошло ли первое заданное количество ходов насосной установки (этап 1020).  Например, процессор 152 по фиг. 1 может определять, истек ли первый заданный период времени и/или произошло ли первое заданное количество ходов.  Если первый заданный период времени не истек и/или если заданное количество ходов не произошло, измерение жидкости, добываемой из скважины, продолжается (этап 1006).
observed
LKG
LKG
observed
LKG
[0071] Если первый заданный период времени истек и/или если произошло заданное количество ходов, типовой способ 1000 включает определение общей добычи жидкости P в течение первого заданного периода времени и/или для первого заданного количества ходов (этап 1022).  Типовой способ 1000 включает определение коэффициента пропорциональности утечки C (этап 1024).  Коэффициент пропорциональности утечки C может быть основан на параметрах насоса (например, полученных на этапе 1002), общей добыче жидкости P в течение первого заданного периода времени и/или в течение первого заданного количества ходов (например, полученных на этапе 1022), и/или первом значении суммирования и втором значении суммирования (например, полученных на этапе 1020).  Например, коэффициент пропорциональности утечки Cможет определяться с использованием уравнения 16, которое может быть реализовано посредством типового процессора 152 по фиг. 1.
[0072] Типовой способ 1000, который продолжается на фиг. 10В, включает определение (например, вывод) добычи насосной установки во время нормальной работы и/или в то время, когда насосная установка непрерывно работает в течение второго заданного периода времени (этап 1026).  Второй заданный период времени может представлять собой, например, час, день, неделю, месяц и т. д.  Типовой способ 1000 включает определение того, завершила ли насосная установка ход (этап 1028) (например, полный цикл, включающий ход вверх и ход вниз).  Если насосная установка не завершила ход, способ 1000 итерационно определяет, завершен ли ход.  Если насосная установка завершила ход (например, определено процессором 152), типовой способ 1000 включает вычисление динамограммы насоса (этап 1030). Динамограмма насоса может быть основана, например, на определенной динамограмме поверхности.  Динамограмма насоса может быть вычислена, например, процессором 152 по фиг. 1.
max
min
max
min
PC
PC
[0073] Типовой способ 1000 включает определение максимального положения насоса S, минимального положения насоса S, максимальной нагрузки насоса F и минимальной нагрузки насоса F из динамограммы насоса (этап 1032).  Положения и нагрузки насоса могут быть определены, например, типовым процессором 152 по фиг. 1. Типовой способ 1000 включает определение площади A динамограммы насоса (этап 1034).  Например, процессор 152 может определять площадь A динамограммы насоса с использованием метода трапеций. Типовой способ 1000 включает определение коэффициента заполняемости насоса η (этап 1036).  Коэффициент заполняемости насоса η может определяться с использованием типового способа 700 по фиг. 7. Например, процессор 152 может определять коэффициент заполняемости насоса η с использованием уравнения 7.
LKG
stroke
observed
observed
[0074] Типовой способ 1000 включает определение предполагаемой добычи хода насосной установки (этап 1038).  Добыча насосной установки может быть основана на параметрах насоса (например, полученных на этапе 1002), коэффициенте заполняемости насоса η (например, полученном на этапе 1036) и/или коэффициенте пропорциональности утечки C (например, полученном на этапе 1024). Например, добыча IP может определяться с использованием уравнения 14, которое может быть реализовано посредством процессора 152 по фиг. 1.  Типовой способ 1000 включает определение того, истек ли второй заданный период времени и/или произошло ли второе заданное количество ходов (этап 1040).  Если второй заданный период времени не истек и/или если второе заданное количество ходов не произошло, типовой способ 1000 переходит к этапу 1028, на котором способ 1000 продолжает определять, завершила ли насосная установка еще один ход. Если второй заданный период времени истек и/или если произошло второе заданное количество ходов, типовой способ 1000 включает суммирование добычи из хода(ов) (этап 1042).  Общая добыча P всего хода(ов) может быть определена, например, с использованием уравнения 15.  Общая добыча P может быть определена, например, процессором 152 по фиг. 1.  Типовой способ 1000 может повторяться при необходимости.  В противном случае выполнение типового способа 1000 может заканчиваться.
TM
[0075] Фиг. 11 представляет собой блок-схему типовой процессорной платформы 1100, способной выполнять команды для реализации способов по фиг. 7, 8, 9, 10A и 10B и/или для реализации устройства 146 по фиг. 1.  Процессорная платформа 1100 может представлять собой, например, сервер, персональный компьютер, мобильное устройство (например, сотовый телефон, смартфон, планшет, такой как iPad), персональный цифровой ассистент (PDA), устройство для доступа к сети Интернет или вычислительное устройство любого другого типа.
[0076] Процессорная платформа 1100 по проиллюстрированному примеру содержит процессор 1112.  Процессор 1112 по проиллюстрированному примеру представляет собой аппаратное средство. Например, процессор 1112 может быть реализован посредством одной или более интегральных схем, логических схем, микропроцессоров или контроллеров любого желаемого семейства или производителя.
[0077] Процессор 1112 по проиллюстрированному примеру содержит локальную память 1113 (например, кэш-память).  Процессор 1112 по проиллюстрированному примеру обменивается данными с основной памятью, включающей энергозависимую память 1114 и энергонезависимую память 1116, посредством шины 1118.  Энергонезависимая память 1114 может быть реализована с помощью синхронного динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой (SDRAM), динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой (DRAM), динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой фирмы RAMBUS (RDRAM) и/или любого другого типа устройства памяти с произвольным доступом.  Энергонезависимая память 1116 может быть реализована с помощью флэш-памяти и/или другого желаемого типа устройства памяти.  Доступ к основной памяти 1114, 1116 регулируется с помощью контроллера памяти.
[0078] Процессорная платформа 1100 по проиллюстрированному примеру также содержит схему интерфейса 1120.  Схема интерфейса 1120 может быть реализована с помощью любого типа интерфейсного стандарта, такого как интерфейс Ethernet, универсальная последовательная шина (USB), и/или последовательный интерфейс PCI express.
[0079] В проиллюстрированном примере, одно или более устройств ввода 1122 соединяются со схемой интерфейса 1120. Устройство(ва) ввода 1122 позволяет(ют) пользователю вводить данные и команды в процессор 1112.  Устройство(ва) ввода может быть реализовано, например, с помощью аудиодатчика, микрофона, камеры (фотокамеры или видеокамеры), клавиатуры, кнопки, мыши, сенсорного экрана, сенсорной панели, трекбола, устройства isopoint и/или системы распознавания речи.
[0080] Одно или более устройств вывода 1124 также соединяются со схемой интерфейса 1120.  Устройства вывода 1124 могут быть реализованы, например, с помощью устройств отображения (например, светодиода (LED), органического светодиода (OLED), жидкокристаллического дисплея, дисплея на электронно-лучевой трубке (CRT), сенсорного экрана, тактильного устройства вывода, принтера и/или динамиков).  Таким образом, схема интерфейса 1120 по проиллюстрированному примеру обычно содержит карту графического драйвера, чип графического драйвера или процессор графического драйвера.
[0081] Схема интерфейса 1120 по проиллюстрированному примеру также содержит устройство связи, такое как передатчик, приемник, приемопередатчик, модем и/или сетевая интерфейсная плата, для осуществления обмена данными с внешними машинами (например, вычислительными устройствами любого вида) посредством сети 1126 (например, Ethernet-соединения, цифровой абонентской линии связи (DSL), телефонной линии, коаксиального кабеля, системы сотовой телефонной связи и т. д.).
[0082] Процессорная платформа 1100 по проиллюстрированному примеру также содержит одно или более запоминающих устройств большой емкости 1128 для хранения программного обеспечения и/или данных. Примеры таких запоминающих устройств большой емкости 1128 включают в себя гибкие диски, жесткие диски, компакт-диски, диски Blu-ray, RAID-системы и универсальные цифровые диски (DVD).
[0083] Кодированные команды 1132 для реализации способов по фиг. 7, 8, 9, 10A и 10B могут храниться в запоминающем устройстве большой емкости 1128, в энергозависимой памяти 1114, в энергонезависимой памяти 1116 и/или на сменном материальном читаемом компьютером носителе данных, таком как CD или DVD.
[0084] Из вышеизложенного должно быть понятно, что описанные выше способы, устройства и изделия относятся к определению добычи скважинного возвратно-поступательного насоса, например, посредством установления связи между работой, выполняемой насосной установкой на колонне насосных штанг, и работой, используемой для подъема одной единицы объема текучей среды из скважины.  Используя эту связь, работа, выполняемая насосной установкой в течение одинарного хода насосной установки, может использоваться для оценки количества текучей среды, добываемой в течение хода.  Расчетная добыча за каждый ход может суммироваться за период времени (например, ежечасно, ежедневно, ежемесячно, и т. п.) для выведения, оценки и/или определения расчетной добычи для насосной установки.
[0085] По меньшей мере в некоторых примерах контроллер штангового насоса не рассчитывает динамограмму скважинного насоса. Таким образом, примеры, описанные в данном документе, могут быть включены в вычислительную платформу средней и низкой вычислительной мощности.  При использовании описанных в данном документе примеров нет необходимости анализировать динамограмму скважинного насоса для определения полного хода жидкости, нагрузки текучей среды или других подобных параметров из скважинной динамограммы.  По меньшей мере в некоторых примерах испытание на утечку не выполняется, поскольку коэффициент пропорциональности утечки определяется с использованием расчетов, связанных с испытанием скважины.  Описанные в данном документе примеры могут быть реализованы в регуляторе возбуждения.
[0086] Типовой способ, раскрытый в данном документе, включает измерение количества жидкости, добываемой из скважины насосной установкой в течение заданного периода времени, а также определение первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени.  Типовой способ также включает суммирование первых площадей и, на основании количества добываемой жидкости и суммированных первых площадей, определение коэффициента пропорциональности утечки скважинного насоса в насосной установке.
[0087] В некоторых примерах, способ также включает определение второй площади второй динамограммы насоса при непрерывной работе насосной установки.  В некоторых примерах, способ также включает определение общего количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.  В некоторых примерах, измерение количества добываемой жидкости включает измерение жидкости, добываемой в условиях сепаратора, с использованием сепаратора для испытания скважины.
[0088] В некоторых примерах, определение первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени включает использование контроллера штангового  насоса для определения первых площадей.  В некоторых примерах, способ также включает определение вторых площадей вторых динамограмм насоса при непрерывной работе насосной установки в течение второго заданного периода времени.  В некоторых примерах, способ также включает определение общего количества текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности и вторых площадей.  В некоторых примерах, константа пропорциональности утечки дополнительно определяется на основании разности давления на скважинном насосе насосной установки.
[0089] Типовое устройство, раскрытое в данном документе, включает корпус для использования с насосной установкой, и процессор, расположенный в корпусе.  Процессор предназначен для определения первых площадей первых динамограмм насоса в течение заданного периода времени, суммирования первых площадей и, на основании количества жидкости, добываемой скважинным насосом насосной установки в течение заданного периода времени из скважины, и суммированных первых площадей, определения коэффициента пропорциональности утечки скважинного насоса.
[0090] В некоторых примерах, процессор предназначен для определения второй площади второй динамограммы насоса при непрерывной работе насосной установки.  В некоторых примерах, процессор предназначен для определения общего количества текучей среды, добываемой в течение хода насосной установки, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.  В некоторых примерах, устройство содержит контроллер штангового насоса.  В некоторых примерах, процессор предназначен для определения вторых площадей вторых динамограмм насоса при непрерывной работе насосной установки в течение второго заданного периода времени.  В некоторых примерах, процессор предназначен для определения общего количества текучей среды, добываемой в течение второго заданного периода времени, на основании коэффициента пропорциональности и вторых площадей.  В некоторых примерах, процессор предназначен для дополнительного определения коэффициента пропорциональности утечки на основании разности давления на скважинном насосе насосной установки.
[0091] Другой типовой способ, раскрытый в данном документе, включает измерение первого количества жидкости, добываемой из скважины насосом в течение первого хода насоса, вычисление первой динамограммы насоса на основании первого хода, определение первой площади первой динамограммы насоса и определение коэффициента пропорциональности утечки насоса на основании первого количества добываемой жидкости и первой площади.  Типовой способ также включает вычисление второй динамограммы насоса на основании второго хода насоса, определение второй площади второй динамограммы насоса и определение второго количества жидкости, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
[0092] В некоторых примерах, способ включает определение первого коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода.  В таком примере, коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.  В некоторых таких примерах, способ включает определение идеальной площади первой динамограммы насоса.  Первый коэффициент заполняемости насоса основан на соотношении определенной первой площади первой динамограммы насоса и идеальной площади первой динамограммы насоса.  В некоторых примерах, способ включает определение того, заякорена ли колонна НКТ насоса.  В некоторых примерах, если колонна НКТ не заякорена, идеальная площадь первой динамограммы насоса основывается на модуле упругости материала колонны НКТ, площади поперечного сечения насоса и длине незаякоренной колонны НКТ.
[0093] В некоторых примерах, способ включает определение второго коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение второго хода.  В таком примере, второе количество добываемой жидкости дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса.
[0094] В некоторых примерах, способ включает определение разности давления на насосе в течение первого хода на основании первого коэффициента заполняемости насоса.  В таком примере, коэффициент пропорциональности утечки дополнительно определяется на основании разности давления на насосе.
[0095] В некоторых примерах, первое количество добываемой жидкости измеряется с использованием сепаратора.  В некоторых примерах, способ включает вычисление третьей динамограммы насоса на основании третьего хода насоса, определение третьей площади третьей динамограммы насоса, определение третьего количества жидкости, добываемой насосом в течение третьего хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и третьей площади, а также суммирование второго количества и третьего количества для определения общего количества текучей среды, добываемой насосом в течение второго и третьего ходов.
[0096] Другое типовое устройство, раскрытое в данном документе, включает корпус, который должен использоваться с насосной установкой, имеющей скважинный насос и процессор, расположенный в корпусе.  Процессор типового устройства предназначен для определения первой площади первой динамограммы насоса на основании первого хода насоса, определения коэффициента пропорциональности утечки насоса на основании первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода насоса, и первой площади, определения второй площади второй динамограммы насоса на основании второго хода насоса, и определения второго количества жидкости, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
[0097] В некоторых примерах, устройство содержит сепаратор. Сепаратор предназначен для измерения первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода.  В некоторых примерах, процессор предназначен для определения первого коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение первого хода.  В таком примере, коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.  В некоторых таких примерах, процессор предназначен для определения второго коэффициента заполняемости насоса для насоса в течение второго хода.  В таком примере, второе количество добываемой текучей среды дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.  В некоторых таких примерах, процессор предназначен для определения давления на входе насоса в течение второго хода на основании второго коэффициента заполняемости насоса. В некоторых примерах, устройство содержит двигатель для управления насосом.  В таком примере, процессор предназначен для управления скоростью двигателя на основании давления на входе насоса.
[0098] В данном документе описан типовой материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий команды, которые при их выполнении принуждают машину по меньшей мере вычислять первую динамограмму насоса на основании первого хода скважинного насоса, определять первую площадь первой динамограммы насоса и определять коэффициент пропорциональности утечки насоса на основании первого количества жидкости, добываемой насосом в течение первого хода, и первой площади.  Команды также принуждают машину вычислять вторую динамограмму насоса на основании второго хода насоса и определять второе количество текучей среды, добываемой насосом в течение второго хода, на основании коэффициента пропорциональности утечки и второй площади.
[0099] В некоторых примерах, команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять первый коэффициент заполняемости насоса для насоса в течение первого хода.  В таком примере, коэффициент пропорциональности утечки дополнительно основывается на первом коэффициенте заполняемости насоса.  В некоторых примерах, команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять второй коэффициент заполняемости насоса для насоса в течение второго хода.  В таком примере, второе количество добываемой жидкости дополнительно основывается на втором коэффициенте заполняемости насоса.  В некоторых примерах, команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять идеальную площадь второй динамограммы насоса.  В таком примере, второй коэффициент заполняемости насоса основан на соотношении определенной второй площади второй динамограммы насоса и идеальной площади второй динамограммы насоса.  В некоторых таких примерах, команды при их выполнении дополнительно принуждают машину определять разность давления на насосе в течение второго хода на основании второго коэффициента заполняемости насоса.
[00100] Хотя в данном документе раскрыты определенные типовые способы, устройства и изделия, объем защиты данного патента не ограничивается ими.  Напротив, настоящий патент охватывает все способы и изделия, явно подпадающие под объем действия формулы изобретения настоящего патента.