Способ управления глубиннонасосной установкой нефтяных скважин Советский патент 1992 года по МПК F04B47/02 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для автоматического управления работой мзлодебитных глубиннонасосных скважин, эксплуатирующихся в режиме периодической откачки.

Известен способ управления глубинно- насосной установкой основанный на измерении усилия в точке подвеса насосных штанг, реализованный в устройстве для автоматического управления глубиннонасос- ной установкой малодебитных нефтяных

скважин (см. а.с. № 514945, кл. Е21 В 43/00, 1976).

Недостаток данного способа заключается в низкой эффективности управления глубиннонасосной установкой.

Наиболее близким к предлагаемому является способ управления голубиннонасос- ной установкой (ГНУ), основанный на контроле эксплуатационной характеристики скважины, по которой определяют продолжительность периода откачки и

Х|

О О

О

продолжительность периода накопления жидкости в скважине, соответствующие некоторой заданной точке начальной линейной части эксплуатационной характеристики (см. патент США № 3705532, кл. 417-12, опубл. 1975). Задают продолжительность эталонного периода откачки, превышающего продолжительность периода откачки, определенную по эксплуатационной характеристике, на определенную величину, Сигнал на прекращение откачки формируют, если продолжительность текущего периода превышает продолжительность эталонного периода откачки.

Недостаток данного способа заключается в том, что он не позволяет адаптироваться к изменениям уровня жидкости в скважине.

Цель изобретения - повышение эффективности управления глубиннонасосной установкой.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве контролируемого параметра используется значение нагрузки в точке подвеса колонны насосных труб.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного тем, что измеряют нагрузку в точке подвеса колонны насосных труб и по его значению судят какие сигналы необходимо формировать. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию новизна.

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими решениями в данной области техники показало, что они не основаны на измерении нагрузки в точке подвеса насосных труб, что позволяет сделать выводе его соответствии критерию существенные отличия.

На фиг. 1 показаны схемы скважин, а) оборудованных плунжерным насосом; б) оборудованных электроцентробежным насосом. Схема содержит устьевую арматуру В, датчик А измерения нагрузки в точке подвеса колонны насосных труб, колонну Б нз- сосных труб. На схеме приняты следующие обозначения:

Н - уровень жидкости в скважине от устья, м;

Р - вес колонны насосных труб: F - выталкивающая сила. На фиг. 2 - график зависимости нагрузки в точке подвеса колонны насосных труб от уровня жидкости в скважине; на фиг. 3 - блок-схема устройства, реализующего предлагаемый способ.

Из физики известно, что на тело, погруженное в жидкость, действует выталкивающая сила, равная весу жидкости,

вытесненной телом, и направленная вертикально вверх (Закон Архимеда). Таким образом на колонну насосных труб Б с насосом, помещенную в откачиваемую жидкость,

действует выталкивающая сила F, величина которой зависит от объема вытесненной жидкости. Выталкивающая сила F облегчает колонну Б насосных труб и чем глубже погружена колонна в жидкость, тем она легче,

0 Зависимость веса колонны труб от уровня жидкости в скважине (фиг. 2) можно выразить формулой:

Р - КН + С(1)

где Р - вес колонны насосных труб, н;

5 К - коэффициент пропорциональности, н/м;

С - свободный член уравнения, н; Н - уровень жидкости в скважине, м. Значения коэффициента К и свободного

0 члена С уравнения определяются экспере- ментальным путем и являются для каждой скважины индивидуальными.

Способ осуществляют следующим образом.

5 На устье скважины в точке подвеса колонны насосных труб устанавливают датчик

1нагрузки. Определяют граничные значения веса Р колонны Б насосных труб, соответствующие максимальному Нмакс и

0 минимальному Нмин значениям уровня жидкости в скважине, т.е.

Рмзкс КНмакс + С(2)

Рмин ° КНмин + С(3)

Включают насосную установку. В про- 5 цессе откачки по датчику А контролируют значение Р веса колонны насосных труб в скважине и при достижении установленного значения Р, равного Рмакс. формируется сигнал на отключение насосной установки. 0 Уровень жидкости в скважине после останова насосной установки повышается, что приводит к уменьшению веса колонны насосных труб. При достижении установленного значения Р, равного Рмин, формируется 5 сигнал на включение насосной установки.

Устройство, реализующее данный способ, включает в себя датчик 1 нагрузки, блок

2ввода уставок, блок 3 управления электроприводом, блок 4 сравнения, блок 5 памяти,

0 блок 6 управления.

Способ управления насосной установкой заключается в выполнении следующих операций: ввода значения величины Рмин. Рмакс, через блок 2, сравнение уставок и 55 текущего значения веса колонны насосных труб в блоке 4 и формировании сигнала для блока 3 управления электроприводом.

Пусть насос НГН-2 спущен в скважину

на насосных трубах. Оператор для данной

скважины ввел значения РМин 104759 Н,

Рмакс 117260 Н. Введенные значения хранятся в блоке 5 памяти. Насосную установку приводят в движение. С датчика 1 нагрузки значение веса Р колонны насосных труб поступает в блок 4 сравнения, где сравнивает- ся с уставками.

Если Р 5: Рмакс, в блок 3 управления электроприводом поступит сигнал с блока 4 на отключение электропривода. Если же Р Рмакс, то установка будет вести откачку до тех пор, пока уровень жидкости в скважине не уменьшится до такого значения, при котором Р будет равно Рмакс.

После отключения глубиннонасосной установки уровень жидкости в скважине бу- дет возрастать, следовательно будет возрастать выталкивающая сила, действующая на колонну насосных труб. Нагрузка в точке подвеса колонны будет уменьшаться и достигнет значения, равного Рмин. С блока 4 сравнения поступит сигнал на включение электропривода. В дальнейшем процесс будет циклически повторяться.

Предлагаемый способ повышает эффективность управления глубиннонасосной ус-

тановкой за счет более оперативной адаптации к уровню жидкости в скважине.

Экономический эффект предлагаемого способа управления заключается в более эффективной эксплуатации насосной установки.

Формула изобретения Способ управления глубиннонасосной установкой нефтяных скважин, включающий определение граничных значений контролируемого параметра при максимальном и минимальном значениях уровня жидкости в скважине, измерение контролируемого параметра в процессе откачки жидкости и формирование сигнала на включение и отключение насосной установки путем сравнения текущего значения измеряемого параметра с граничным, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности путем более оперативной его адаптации к уровню жидкости в скважине, в качестве контролируемого параметра используется значение нагрузки в точке подвеса колонны насосных труб.

Использование: в нефтедобыче для автоматического управления работой малоде- битных глубиннонасосных скважин, эксплуатирующихся в режиме периодической откачки. На устье скважины в точке подвеса колонны насосных труб устанавливают датчик А нагрузки. Определяют граничные значения веса Р колонны Б насосных труб, соответствующие максимальному Нмакс и минимальному Нмин значениям уровня жидкости в скважине, т.е. Рмакс КНМакс + С, Рмин КНМин + С. Включают насосную установку. В процессе откачки по датчику А контролируют значение Р веса колонны насосных труб в скважине и при достижении установленного значения Р, равного Рмакс, формируется сигнал на отключение насосной установки. Уровень жидкости в скважине после останова насосной установки повышается, что приводит к уменьшению веса колонны насосных труб. При достижении установленного значения Р, равного РМИН. формируется сигнал на включение насосной установки. Устройство, реализующее данный способ (фиг. 3), включает в себя датчик 1 нагрузки, блок 2 ввода уставок, блок 3 управления электроприводом, блок 4 сравнения, блок 5 памяти, блок 6 управления. Способ управления насосной установкой заключается в выполнении следующих операций: ввода значения величин Рмин. Рмакс через блок 2, сравнение уставок и текущего значения веса колонны насосных труб в блоке 4 и формировании сигнала для блока 3 управления электроприводом. 3 ил. &

Ч

7777

Р

777

-Цг1

pi

. /

LL

NfUfflМ №Г

Vut.t

ff