СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОНИТОРИНГА ЭЦН Российский патент 2014 года по МПК E04D15/00 

Изобретение направлено на способ для мониторинга ЭЦН. Кроме того, изобретение также направлено на создание подходящего и недорогого устройства для реализации данного способа. Изобретение направлено на использование в нефтяной промышленности.

Нефть должны откачивать из подземных коллекторов на промыслах на суше и под водой на морских промыслах. По большей части существует мультифазный приток нефти и газа и, с течением времени, воды. Поэтому необходимы электроцентробежные погружные насосы (ЭЦН).

Важен защитный мониторинг ЭЦН. Такие системы мониторинга должны детектировать содержание газа в притоке жидкости скважины для остановки насоса, если имеется слишком высокое содержание газа в скважинной жидкости, для предотвращения повреждения насоса.

Имеются скважинные системы мониторинга. Имеются следующие публикации и патентные описания, составляющие техническую основу данного изобретения.

Материал "Boletin Quincenial", 31.08.1997, описывает мультифазные расходомеры, подходящие для скважинных испытаний, конкретно, с насосной системой. WO 2006/115931 A2 описывает мультифазный расходомер и систему сбора и обработки данных с различными блоками за пределами ствола скважины. EP 0684458 A2 описывает мультифазный расходомер для измерения расхода мультифазных текучих сред, таких, какие поступают в нефтяную скважину, содержащих жидкие углеводороды, газ и воду, основанный на измерениях перепада давления. EP 1022429 A1 описывает многоцелевой райзер, находящийся внутри нефтепровода. US 2005/0268702 A1 описывает не интрузивный мультифазный расходомер, измеряющий два физических параметра потока для определения плотности смеси. US 4604902 A описывает средство и методики, применимые в масс-расходомерах для мультифазных потоков.

Дополнительно WO 02/044664 A1 описывает мультифазный расходомер, использующий многочисленные перепады давления для генерирования сигнала. Конкретно, WO 2007/114707 A2 описывает акустический мультифазный расходомер, включающий в себя ультразвуковой передатчик и ультразвуковой приемник для ответных сигналов.

Все системы мониторинга или измерений, описанные в предыдущих документах, основаны на одном из трех явлений и/или принципов для измерений мультифазного потока. Ими являются:

1) измерение потери давления и корреляция потери давления с истинным объемным паросодержанием потока;

2) использование источника радиоактивного излучения или ультразвукового источника для измерения скорости и истинного объемного паросодержанием потока и

3) полуинтерактивное измерение с разделением различных фаз мультифазного потока.

Устройства известного уровня техники являются весьма сложными.

Поэтому основной задачей данного изобретения является нахождение других явлений для мониторинга ЭЦН. Дополнительной задачей изобретения является создание устройства для способа, являющегося экономичным и имеющего возможность для интегрирования в существующие системы.

Изобретение, выполняющее вышеупомянутые задачи, реализовано способом п.1 формулы изобретения. Определение устройству для реализации способа изобретения дано в п.11 формулы изобретения. Специальные признаки нового способа и нового устройства указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.

Настоящее изобретение является системой мониторинга, обеспечивающей управление насосами, если необходимо, остановку насосов, например, если возникает слишком высокое содержание газа в скважинной жидкости. Данное реализует, по меньшей мере, один акустический детектор, размещенный на всасывающем отверстии насоса (см. Фиг. 1 специального описания, стр. 4).

В зависимости от истинного объемного газосодержания в скважинной жидкости, детектор подает различные сигналы, имеющие значение для перекачиваемого вещества текучей среды и различных фаз вещества текучей среды. Таким путем можно идентифицировать газовую фракцию в скважинной жидкости и, следовательно, управлять насосом.

Данную систему мониторинга можно выполнить также в объединении с другими системами измерения, например, с трубой с двойной стенкой для разделения фаз, по потере давления, оценкой pH-фактора и/или системой измерения состава.

Элементом новизны в данном изобретении является использование акустических датчиков для мониторинга насоса и измерения содержания газа в скважинной жидкости. Активный передатчик звука, такой как описан в WO 2007/114707 A2, отсутствует, но использован звук удара с акустическим датчиком. Данное является преимуществом в свете технической сложности и также в свете связанных затрат.

Такие системы мониторинга могут иметь различную форму, компоновку и могут размещаться в различных местах.

В любом варианте идентифицируют газовую фракцию в потоке вещества. Данное определяют по истиному объемному газосодержанию в скважинной жидкости.

В объеме изобретения насосом управляют, идентифицируя газовую фракцию в скважинной жидкости. При подаче различных сигналов управления от детектора насос должен останавливаться, когда газовая фракция в скважинной жидкости превосходит заданный порог.

Используя изобретение с новой системой мониторинга, можно предотвращать повреждение насосов, обусловленное слишком высоким содержанием газа в скважинной жидкости.

Большее число преимуществ и конкретных деталей изобретения показано в примере, приведенном в описании с прилагаемыми чертежами и дополнительно в формуле изобретения.

На чертежах показано следующее.

На фиг. 1 показана установка перекачки скважинной жидкости и ствол скважины, и компоненты насоса.

На Фиг. 2 показана система с агрегатными и программными компонентами для оценки измерений.

На фиг. 1 ствол скважины показан в сечении и обозначен позицией 1. Ствол 1 скважины имеет глубину несколько тысяч метров, например 3,000 м от земной поверхности, и диаметр, например, 4" (дюйма) (102 мм). Ствол 1 скважины ведет от нефтяного коллектора, не показанного, на земную поверхность и является весьма узким в сравнении с длиной. Ствол 1 скважин также размещен под водой и проходит от морского дна к коллектору. Текучая среда, транспортируемая из коллектора на земную поверхность, является в нормальных условиях смесью нефти, газа и воды. На фиг. 1 позицией 5 показан такой поток мультифазной смеси.

В стволе 1 скважины установлен так называемый ЭЦН 11 (электроцентробежный погружной насос). ЭЦН 11 может иметь несколько насосных секций 10 для перекачки скважинной жидкости из скважины на поверхность. Также ЭЦН имеет всасывающее отверстие 13 насоса и может включать в себя газосепаратор.

ЭЦН 11 имеет двигательную секцию (секции) с электродвигателем 14. Двигатель 14 ЭЦН 11 имеет защиту 15 двигателя. Такая защита двигателя известна в технике.

Также может быть устроена собственная система 18 мониторинга для ЭЦН 11. Данная система также известна в технике.

Дополнительно имеется, по меньшей мере, акустический датчик 21, соединенный с двигателем 14 и/или размещенный на насосной секции 10. Акустический датчик 21 является частью акустической системы 20 мониторинга с компонентами агрегатного и программного обеспечения, показанными на фиг. 2. Данные компоненты агрегатного и программного обеспечения могут управлять насосом системы 10 и, в частности, останавливать двигатель 14 насоса, предотвращая повреждения.

Может быть устроено несколько акустических датчиков, являющихся частью системы 20 датчиков со средством оценки, показанным на фиг. 2.

Система оценки должна быть подходящей для распознавания сигналов на базе перекачки нефти от сигналов, на базе перекачки газа или на базе газовых интервалов. Также сигналы, на базе перекачки воды, должны распознаваться, как отличающиеся от сигналов, на базе перекачке нефти.

На фиг. 2 компоненты 22-31 образуют акустическую систему мониторинга фиг. 1. Имеется первый ввод 22 линии передачи данных от системы управления насоса на систему 18 мониторинга насоса. Дополнительно, имеется второй ввод 23 линии передачи данных от системы 18 мониторинга насоса на систему управления насоса.

Имеется ввод 24 для акустического сигнала на базе акустического датчика 21 и акустической системы 20 датчиков фиг. 1. Акустические сигналы являются зависимыми от свойств текучей среды, например свойств двухфазного потока и/или трехфазного потока, который показан в блоке 25, за которым следует блок 26 вводимой коррекции.

В блоке 26 коррекции смещение акустического сигнала, показанное в блоке 27, вычитается. Данное означает, что шум от двигателя, от подшипников и других механических частей должен быть убран. Получаемый в результате сигнал без смещения показан в блоке 28.

Согласно измерениям и оценке, показанным в блоке 28, ЭЦН 11 на фиг. 1 можно управлять автоматически, при этом, следующим является блок 29 принятия решений.

Дополнительно к автоматическому управлению, специфические требования заказчика могут быть включены в состав описанной системы через вводы 30, 31 данных для блока 29 принятия решений.

Другие сигналы для мониторинга переменных состояния, например потери давления, оценки pH-фактора и/или системы измерения состава можно объединять с акустической системой мониторинга.

В любом варианте определяют корреляции между свойствами текучей среды, конкретно потока смеси нефти, газа и воды, и акустическим сигналом. Если необходимо, можно задействовать остановку ЭЦН 11. Она может быть задействована в ситуациях, в частности, когда газовая фракция в скважинной жидкости превосходит заданный порог, по причине опасности нежелательных повреждений во всей установке транспортировки нефти.

Описан и показан на фигурах способ мониторинга ЭЦН, добывающего нефть, газ, воду или другие вещества текучей среды, причем насос приводится в действие электродвигателем, акустические явления двигателя и/или насоса используют, как переменные состояния для перекачки вещества перекачки. Акустические явления измеряют, как электрические сигналы, и электрические сигналы распознаются применительно к перекачиваемому веществу. В устройстве для мониторинга ЭЦН с насосом для перекачки смеси нефти, газа и воды, насос приводится в действие двигателем. По меньшей мере, один акустический датчик размещен вблизи насосной системы и/или двигателя насоса.

Список ссылочных позиций

Фиг. 1. Проекция ствола скважины с компонентами насоса

1 ствол скважины

5 поток смеси нефти, газа, воды

10 насосная секция (секции)

11 ЭЦН: 10, 13, 14, 15, 18

13 впускное отверстие, газосепаратор

14 двигательная секция (секции)

15 защита двигателя

18 система мониторинга

20 акустическая система мониторинга

21 акустический датчик

Фиг. 2. Система оценки и управления

20 система мониторинга с акустическим датчиком 21

22 передача данных

23 передача данных

24 ввод для акустического сигнала

25 блок с дисплеем

26 блок коррекции смещения

27 блок со смещением сигнала

28 блок результата коррекции

29 блок принятия решения на остановку насоса

20 ввод для требований заказчика

31 ввод для корреляции.

В способе мониторинга ЭЦН с насосом для перекачки нефти, газа, воды или других веществ текучей среды, в котором насос приводится в действие электрическим двигателем, используют акустические явления в двигателе и/или насосе как переменные состояния для вещества перекачки, причем акустические явления измеряют как электрические сигналы, и электрические сигналы распознают, отличая перекачиваемые вещества. В соответствующем устройстве для мониторинга ЭЦН с насосной секцией (секциями) для перекачки смеси нефти, газа и воды, приводимой в действие двигательной секцией (секциями), по меньшей мере, один акустический датчик размещен вблизи ЭЦН. Изобретение направлено на создание надежного и недорогого способа и устройства для мониторинга ЭЦН. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ мониторинга электрического погружного насоса (ЭЦН) с насосной секцией (секциями) для перекачки текучей среды, главным образом, перекачки смеси нефти, газа, воды или других текучих сред в скважине (1), при этом ЭЦН (11) приводится в действие электрическим двигателем (14), причем в способе:
- используют акустические явления электрического двигателя (14) и/или электрического погружного насоса, в качестве переменной состояния перекачки текучей среды,
- измеряют акустические явления, как электрические сигналы, при этом электрические сигналы различаются для различных перекачиваемых текучих сред,
- определяют газовую фракцию в потоке текучей среды по истинному объемному газосодержанию в скважинной жидкости, и
- управляют электрическим погружным насосом на основе определенной газовой фракции в скважинной жидкости.

2. Способ по п.1, в котором измеренные электрические сигналы распознают как характеристические для нефти, газа и/или воды.

3. Способ по п.2, в котором измеренные распознанные сигналы для нефти, газа и/или воды сохраняют раздельно.

4. Способ по любому из пп.1-3, в котором насосом управляют, передавая различные сигналы от детектора.

5. Способ по п. 4, в котором насос останавливают, когда газовая фракция в скважинной жидкости превышает заданный порог.

6. Способ по п.1, в котором дополнительно реализуют мониторинг скважины.

7. Способ по п.1, в котором реализуют интерактивные измерения с разделением различных фаз.

8. Устройство для мониторинга электрического погружного насоса (ЭЦН), использующее способ по п.1 или по любому из пп.2-7, с насосной секцией (секциями) для перекачки смеси нефти, газа, воды или других текучих сред в скважине (1), в котором ЭЦН (11) приводится в действие электрическим двигателем (14),
причем устройство содержит, по меньшей мере, один акустический датчик (21), размещенный в скважине (1) вблизи ЭЦН (11) ,
причем устройство содержит систему оценки, которая сконфигурирована для различения сигналов акустического датчика (21), основанных на перекачке нефти, от сигналов, основанных на перекачке газа, или от сигналов, основанных на газовых интервалах.

9. Устройство по п.8, в котором, по меньшей мере, один акустический датчик (21) размещен в скважине под впускным устройством (13) электрического погружного насоса (11).

10. Устройство по п.9, в котором, по меньшей мере, один акустический датчик (21) размещен вблизи электрического двигателя (14) .

11. Устройство по п.10, в котором электрический двигатель (14) включает в себя защиту (15) двигателя и, по меньшей мере, один акустический датчик (21) размещен на защите (15) двигателя.

12. Устройство по любому из пп.8-11, в котором, по меньшей мере, один акустический датчик (21) объединен с системой (18) мониторинга, как часть защиты (15) двигателя.