Система и способ управления станком-качалкой

Система и способ управления станком-качалкой

Реферат

 

Изобретение предназначено для использования в нефтяной промышленности для автоматического управления станком-качалкой. Работой системы управления станка-качалки нефтяной скважины управляет компьютеризованный автоматизированный блок управления, который получает измерения расхода от кориолисового расходомера. Блок управления заставляет прекратить добычу станка-качалки, когда измерения кориолисового расходомера указывают на снижение производительности насоса. Снижение производительности насоса указывает, что уровень добываемой текучей среды в продуктивном трубопроводе упал ниже высшей точки перемещения для плунжера насоса. Добычу из скважины, соответственно, закрывают, чтобы предоставить нефтеносному пласту достаточное время для увеличения давления и соответствующего уровня текучей среды, которые необходимы для повторного начала операции добычи. Позволяет обнаружить опорожненное состояние системы, а также измерять дебит. 2 с. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ Настоящее изобретение относится к области систем управления для станков-качалок, которые поднимают добываемые из нефтяной скважины текучие среды из скальных формаций под поверхностью земли. Более конкретно, система управления представляет собой автоматический контроллер опорожнения для станка-качалки балансирного типа, который прекращает добычу, когда уровень добываемых текучих сред в стволе скважины становится невыгодно низким.

2. ИЗЛОЖЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ Нефть добывают из стволов скважин, которые проходят глубоко под поверхностью земли, чтобы дренировать текучие среды из природных нефтеносных пластов или структурных залежей в геологических горизонтах. Нефтеносные пласты характерно имеют пористость (пустые пространства внутри горной породы) и проницаемость (способность пропускать поток текучей среды). Давление в нефтеносном пласте конкретной скважины известно специалистам как забойное давление. Неразрабатывавшиеся нефтеносные пласты обычно имеют начальное забойное давление в пределах приблизительно от 0,4 до 0,5 фунта/кв.дюйм (от 19 до 24 Па) на фут (0,3 м) глубины; однако известно, что встречаются изменения за пределы этого диапазона. Забойное давление непрерывно падает в течение срока службы продуктивной скважины, потому что из нефтеносного пласта постоянно удаляют добываемые текучие среды. Добываемые текучие среды обычно содержат нефть, воду и природный газ.

Забойные давления продуктивных скважин трудно предсказывать и контролировать, потому что нужно учитывать много переменных. Очень общее объяснение спада давления состоит в том, что забойное давление скважины отличается от средневзвешенного давления по нефтеносному пласту согласно математической зависимости потока, известной как закон Дарси, геометрии нефтеносного пласта, соображений материального баланса, свойств добываемой текучей среды (например, сжимаемости и вязкости) и свойств горной породы (например, сжимаемости, пористости и проницаемости). Вдоль радиуса, проведенного из ствола скважины снаружи в нефтеносный пласт, существует нелинейный градиент давления. Градиент давления увеличивается вместе со скоростью добычи из скважины. Близость к другим скважинам и к геологическим особенностям, определяющим границы нефтеносного пласта, также увеличивает скорость спада давления для конкретной скважины.

Истощение давления нефтеносного пласта часто представляет собой значительную проблему, которой необходимо тщательно управлять, чтобы оптимизировать экономическую эффективность нефтеносного пласта. Проблема возникает, когда доступное забойное давление падает ниже значения, которое необходимо, чтобы преодолеть гидростатический напор в стволе скважины. Например, скважина глубиной восемь тысяч футов (2438 м) может иметь забойное давление 3000 фунтов/кв. дюйм (144 кПа). В тех случаях, когда добываемые из скважины текучие среды имеют плотность, которая дает объединенный градиент давления 0,4 фунта/кв.дюйм на фут глубины (63 Па на метр), чтобы доставить их к поверхности, необходимо забойное давление 3200 фунта/кв.дюйм (153 кПа; рассчитывают как произведение глубины на градиент). С другой стороны, доступная энергия или давление нефтеносного пласта способны поднять добываемые текучие среды только на 7500 футов (2286 м). Скважина не может производить потоки природного происхождения и ее необходимо оставить, если невозможно установить механизированное подъемное устройство, чтобы доставить добываемые текучие среды к поверхности. Искусственное подъемное устройство устанавливают, чтобы восстановить падающие скорости добычи и дать возможность дополнительного извлечения больших количеств резервов нефти из частично истощенных пластов.

Станки-качалки являются наиболее употребительным типом искусственного подъемного устройства. В станках-качалках балансир соединяют с приводным механизмом, опорной призмой и системой противовеса, также как с глубинным узлом штанги и плунжера, который достигает производящего нефтеносного пласта. Узел штанги и плунжера вставляют внутрь колонны подъемных труб, которую используют, чтобы доставлять добываемые текучие среды к поверхности. Колебания балансира вокруг опорной призмы заставляют глубинный узел штанги и плунжера сдвигаться вверх и вниз вдоль пути, который обычно имеет длину до приблизительно восьми футов (2,4 м) или больше. Систему клапанов в плунжере закрывают вблизи дна ствола скважины при движении вверх, чтобы поднять столб текучей среды к поверхности. Систему клапанов открывают при ходе вниз, чтобы дать возможность дополнительной текучей среде войти в подъемную трубу для подъема, и снова закрывают при последующем движении вверх, чтобы запереть добываемые текучие среды в подъемной трубе во время подъема. Клапаны, которые работают вместе, чтобы выполнять это открывание и запирание, соответственно известны специалистам как всасывающий клапан глубинного насоса, нагнетательный клапан глубинного насоса и запорный клапан.

Проблема, которая известна как "опорожнение", часто происходит, когда станки-качалки устанавливают в по существу истощенных пластах. Пласты с истощенным давлением и те, которые имеют очень низкие проницаемости, часто не могут обеспечивать добычу текучих сред со скоростью, которая является достаточной, чтобы соответствовать скорости, с которой станок-качалка извлекает текучие среды из ствола скважин, или превысить ее. Таким образом, объем текучей среды в стволе скважины неуклонно убывает до тех пор, пока плунжер при движении вверх не будет подниматься выше уровня текучей среды, который способен обеспечивать нефтеносный пласт в стволе скважины. В этом состоянии говорят, что скважина по крайней мере частично "опорожнена", потому что плунжер может наполняться, только проходя вниз через столб текучей среды. Опорожненный плунжер на ходе вниз не может заполниться, пока он снова не проходит ниже уровня текучей среды ствола скважины. Соответственно, энергию впустую тратят на возвратно-поступательное движение столба текучей среды при пониженной скорости извлечения текучей среды на поверхность, то есть КПД насоса понижается вследствие опорожнения. Плунжер на ходе вниз также сталкивается с текучей средой с гидравлическим ударом или эффектом удара текучей среды, который перемещается вверх по узлу штанги и к наземному станку-качалке. Эффект удара становится прогрессивно хуже по мере того, как уровень текучей среды продолжает падать, потому что скорость плунжера в точке столкновения возрастает. Если его повторять в течение длительного периода, эффект удара стимулирует усталость с соответствующим отказом компонентов системы. Резьбовые соединения между насосной штангой и узлом штанги и плунжера особенно уязвимы для усталостного излома, порожденного опорожнением.

Обнаружить опорожненное состояние трудно, потому что узел штанги и плунжера опускают на большие расстояния, например, от пяти до девяти тысяч футов (от 1524 до 2743 м). При этих расстояниях в колонне насосных штанг благодаря модулю упругости в материалах, которые образуют насосные штанги, происходит значительное упругое растяжение. Скорость поверхностного возвратно-поступательного движения необходимо, соответственно, устанавливать так, чтобы предоставить насосной штанге возможность передать оптимальный ход возвратно- поступательного движения при растяжении насосных штанг на больших расстояниях. На практике эту процедуру синхронизации подвергает тонкой настройке методом проб и ошибок опытный промысловый персонал. Насосные штанги соприкасаются также со сторонами подъемной трубы. Таким образом, опорожненное состояние не всегда можно обнаружить только по поверхностным колебаниям.

Проблемы, которые являются результатом опорожненного состояния, решают посредством выключения насоса для временного прекращения добычи из скважины, то есть, согласно отраслевой терминологии, скважина "закрыта" или "простаивает". В закрытой скважине забойное давление растет по мере того, как текучие среды притекают внутрь нефтеносного пласта, чтобы существенно уменьшить градиент давления между средним пластовым давлением и забойным давлением скважины. Добычу идеально начинают во время после того, как увеличенное забойное давление поднимает уровень текучей среды в скважине до уровня выше наивысшей точки перемещения узла плунжера. Скважину снова закрывают спустя некоторое время, чтобы избежать установления опорожненного состояния. Значительные различия в скоростях добычи можно получить, изменяя параметры цикла закрытия и цикла добычи, то есть посредством изменения скорости, с которой балансир насоса совершает возвратно-поступательное движение, посредством изменения продолжительности работы насоса и посредством изменения времени простоя или закрытия.

Один традиционный способ идентификации опорожненного состояния состоит в том, чтобы поместить тензометр на ту часть станка-качалки, которая известна как балансир насосной установки. В качестве альтернативы, датчик нагрузки помещают на ту часть узла насосной штанги, которая известна как полированная штанга глубинного насоса, то есть, самую верхнюю насосную штангу. Измерения отображают в виде графика на диаграммах, которые изображают нагрузку на полированную штангу по вертикальной оси и положение полированной штанги по горизонтальной оси. Эти диаграммы известны специалистам как динамограммы. Фиг. 1 изображает стандартную динамограмму этого типа. Существуют вариации фиг. 1, в которых данные отображают на графике как систему безразмерных чисел. Кривая на фиг. 1 имеет скважина развитую в основном ромбоидальную форму с хорошим разделением между верхним и нижним пределами, которая показывает, что насос функционирует очень хорошо. Фиг. 2 изображает вторую динамограмму, которая показывает результаты эффекта удара текучей среды, который возникает благодаря установлению опорожненного состояния в стволе скважины. Верхняя и нижняя кривые больше не являются скважина разделенными. Более низкая кривая имеет отчетливый изгиб на 90^o при 70% хода вниз, что указывает на удар текучей среды.

Много проблем связано с использованием динамометров для обнаружения удара текучей среды. Несколько переменных воздействуют на нагрузку полированной штанги или балансира насосной установки, и их воздействия могут сводить к нулю или увеличивать друг друга. Воздействия могут также быть смещенными по времени благодаря растяжению узла насосной штанги. Следовательно, показания динамометра иногда нельзя интерпретировать, чтобы идентифицировать, когда произошло опорожнение. Дополнительно, тензометры, датчики нагрузки и электронные системы, которые их поддерживают, иногда отказывают, что делает систему динамометра бесполезной.

Была сделана попытка обнаружить проблему опорожнения с помощью измерений объема. Необходимо чрезвычайно сложное устройство, и в настоящее время измерения объема обычно не используют для контроля опорожнения в реальных промысловых ситуациях. Родс, патент США 4854164, показывает конструкцию со спаренными резервуарами, причем спаренные резервуары соединяют отводными линиями. Поток между резервуарами регулируют с помощью управляемых электроникой клапанов с пневматическими приводами. Электронные индикаторы уровня или поплавковые выключатели в соответственных резервуарах обеспечивают сигналы, которые показывают объем в резервуарах. Электронный автоматический регулятор использует клапаны, чтобы заполнять соответственные резервуары по очереди. Каждый резервуар накапливает объемы текучих сред множественных ходов станка- качалки. Электронный автоматический регулятор получает сигналы от индикатора уровня внутри резервуара по мере заполнения резервуара и заставляет управляемые электроникой клапаны с пневматическими приводами в отводных линиях переключать подачу входящей текучей среды между соответственными резервуарами, чтобы в соответствующее время продуть заполненный резервуар. Трубопровод соединяет два резервуара, чтобы позволить добытому газу проходить между двумя резервуарами, но причина для этого обмена неясна. Электропневмоклапаны и индикаторы уровня могут отказывать, и электронный автоматический регулятор программируют так, чтобы открыть все клапаны, если происходит отказ, чтобы можно было продолжать добычу из скважины. Даже в таком случае это ремонтное действие может быть невозможно, когда отказывают клапаны.

Патент США N 4859151 описывает механизм контроля опорожнения, имеющий подпружиненный индикатор расхода. Механическая связь соединяет подпружиненный индикатор расхода со шкалой. Стрелка индикатора по шкале идентифицирует минимальный объемный расход. Механизм контроля перекрывает скважину, если положение подпружиненного индикатора расхода не соответствует минимальному объемному расходу, идентифицированному стрелкой индикатора.

Сохраняется действительная потребность в надежном способе измерения объема и устройстве для управления станком- качалкой, чтобы избежать установления опорожненного состояния в продуктивных нефтяных скважинах.

РЕШЕНИЕ Настоящее изобретение преодолевает вышеназванные проблемы путем создания способа и устройства для управления станком-качалкой с помощью кориолисового расходомера, чтобы избежать установления опорожненного состояния в продуктивных нефтяных скважинах. Кориолисовый расходомер особенно хорошо соответствует задаче, потому что он имеет исключительную чувствительность к расходу, которую используют, чтобы обнаружить снижение объемной производительности хода поршня насоса, которая соответствует опорожненному состоянию в стволе скважины.

Настоящее изобретение включает систему управления насоса, которую используют, чтобы избежать приведения в действие станка- качалки в то время, когда уровни текучей среды в стволе скважины являются невыгодно низкими. Система управления включает расходомер (предпочтительно кориолисовый расходомер) для измерения объема добываемой текучей среды, произведенного каждым ходом вверх станка-качалки, или для усреднения этих объемов по времени. Измеритель создает сигналы добычи, представляющие количество добываемой текучей среды, соответствующее объемам, произведенным станком-качалкой, и передает эти сигналы на центральный процессор. Центральный процессор получает сигналы добычи и сравнивает их соответствующие представительные количества добычи друг с другом, чтобы идентифицировать снижение объемной производительности хода поршня насоса, вызванное установлением опорожненного состояния в стволе скважины. Опорожненное состояние возникает, когда верхний уровень добываемых текучих сред в стволе скважины опускается ниже узла плунжера, присоединенного к станку-качалке. В свою очередь, центральный процессор передает сигнал, который указывает, что существует опорожненное состояние. Автоматический регулятор системы после получения этого сигнала из центрального процессора срабатывает, чтобы остановить поверхностную добычу из станка- качалки и допустить наращивание забойного давления в стволе скважины.

В предпочтительных вариантах осуществления система управления останавливает добычу из станка-качалки путем выбора одного из двух вариантов. В качестве предпочтительного варианта система управления прекращает приведение в действие станка- качалки. В других обстоятельствах иногда нерационально прекращать приведение в действие станка-качалки, когда скважина в сочетании с добываемыми текучими средами производит значительные количества осадка, потому что осадок имеет тенденцию выпадать из текучих сред и отлагаться в таких местах, которые вызывают повреждение насосной системы. Может потребоваться дорогая ремонтная операция, чтобы преодолеть результаты выпадения осадка из добываемых текучих сред, потому что отложения могут вызывать заедание или насекание компонентов насосной системы на забое скважины. В этих последних обстоятельствах, система управления предпочтительно продолжает разрешать приведение насоса в действие, но отводит добычу с поверхности обратно в ствол скважины. Таким образом, рециркуляция текучей среды в замкнутой системе поддерживает осадки во взвешенном состоянии в текучих средах до тех пор, пока не станет возможно производить добычу для сбыта.

Особенно предпочтительным является использование кориолисового расходомера для проведения измерений дебита. Кориолисовые расходомеры могут обнаруживать и прямой и обратный поток. Обратный поток указывает, что отказали некоторые клапаны, а именно, запорный клапан и всасывающий клапан глубинного насоса. Дополнительно, объем (который корректируют с учетом температуры и изменений давления), который производят при каждом ходе поршня насоса при нормальных эксплуатационных условиях, должен равняться диаметру площади поверхности колонны подъемных труб плунжера насоса. Если объем добываемой текучей среды меньше, чем это количество, то уменьшенный объем указывает или на утечку подъемных труб, или на утечку в нагнетательном клапане глубинного насоса. Использование кориолисового расходомера позволяет запрограммировать эти вычисления в центральном процессоре. Напротив, простая динамометрическая насосная система, которая требует очень сложных манипуляций узлом насоса, чтобы достигнуть тех же самых определений, которые являются легко доступными из кориолисовых данных. Обыкновенные турбинные измерители и расходомеры объемного типа не будут работать так же, как скважина вместо кориолисовых расходомеров, потому что расходомеры объемного типа имеют тенденцию к закупориванию (особенно на обратном потоке) и не имеют чувствительности и надежности кориолисовых расходомеров. Некоторые турбинные измерители также имеют тенденцию к закупориванию на обратном потоке, к тому же этот класс измерителей является также очень недолговечным и может быть легко поврежден при промысловых эксплуатационных условиях. Турбинные измерители зависят также от оценки плотности добываемой текучей среды, которую принимают постоянной. Это предположение приводит к неустранимой ошибке, потому что фактическая плотность добываемой текучей среды изменяется от одного хода поршня насоса до другого в зависимости от смеси нефти и воды в текучей среде.

Другие основные особенности, цели и преимущества будут очевидны для специалистов после прочтения нижеследующего описания в сочетании с сопутствующими чертежами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ Фиг. 1 изображает динамограмму, представляющую известный способ текущего контроля работы станка-качалки; фиг. 2 изображает известную динамограмму, показывающую результаты удара, указывающего, что в стволе скважины установилось опорожненное состояние; фиг. 3 изображает систему управления станка-качалки, включающую кориолисовый расходомер и компьютеризированный блок управления насоса согласно настоящему изобретению; фиг. 4 изображает узел глубинного насоса в скважине, в которой установилось опорожненное состояние; фиг. 5 изображает множество сигналов напряжения, подаваемых кориолисовым расходомером, показанным на фиг. 3, на компьютеризированный блок управления насоса, позволяя компьютеризированному блоку управления обнаружить опорожненное состояние фиг. 4; фиг. 6 изображает альтернативный способ, с помощью которого компьютеризированный блок управления насоса фиг. 3 обнаруживает опорожненное состояние фиг. 4; фиг. 7 изображает альтернативную систему управления насоса согласно настоящему изобретению для использования в скважинах, из которых добывают текучие среды с большим содержанием осадков; фиг. 8 изображает еще одну систему управления насоса согласно настоящему изобретению для использования в скважинах, которые выдают текучие среды к центральным собирающим станциям с центральными системами измерения; фиг. 9 изображает схематическую диаграмму блок-схемы управляющей логики процесса управления работой системы управления насоса согласно настоящему изобретению.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ НАСОСА Фиг. 3 изображает систему 20 управления насоса согласно настоящему изобретению. Система 20 управления включает стандартный станок-качалку 22, устье 24 скважины, через которое станок-качалка 22 извлекает текучие среды, газоотделитель 26 для отделения добываемого газа из добываемых текучих сред, кориолисовый расходомер 28 и автоматизированный центр 30 управления, который управляет действиями системы 20 управления в ответ на измерения, которые проводят кориолисовым расходомером 28.

Станок-качалка 22 представляет собой стандартный станок-качалку и схематично изображен для того, чтобы представить любой тип поверхностного насосного устройства с возвратно-поступательным движением. Говоря на языке этой отрасли промышленности, крупные узлы станка-качалки 22 включают балансир 32, который соединяет головку 34 балансира и подшипник 36 балансира. Пара шатунных рычагов 38 соединяет подшипник 36 балансира с кривошипом 40 станка-качалки. Конструкция 46 в форме А-образной рамы, известная как стойка балансира, поддерживает балансир 32 на оси 48. Узел 50 подвески талевого каната и поддерживающего бруса соединяет головку 34 балансира с полированной штангой 52. На кривошипе 40 устанавливают магнит 54, и используют датчик 56, чтобы обнаружить или считать вращение магнита 54. Акселерометр 58 используют, чтобы обнаружить низкочастотные колебания в сэмсоновой стойке 46 балансира.

При работе кривошип 40 вращают, чтобы вызвать соответствующее вращение шатунных рычагов 38. Вращение питмэновских шатунных рычагов 38 заставляет балансир 32 совершать возвратно-поступательное движение вверх и вниз с использованием оси 48 как точки опоры. То движение, которое передает балансиру 32 подшипник 36, зеркально отражает соответствующее противоположное движение по другую сторону балансира 32 станка-качалки у головки 34 балансира. В свою очередь, головка 34 балансира передает вертикальное возвратно-поступательное движение к полированной штанге 52 с помощью узла 50 подвески талевого каната и поддерживающего бруса.

Устье 24 скважины представляет собой стандартное устье скважины, которое включает муфту 60, вмещающую материалы для уплотнения с полированной штангой 52, чтобы устранить утечки между полированной штангой 52 и муфтой 60. Муфту 60 устанавливают выше отводного канала 62 потока, который ведет к газоотделителю 26. Устье 24 скважины скрепляют болтами к подъемным трубам и подвесному хомуту 64 для обсадной колонны, который используют, чтобы подвесить в напряжении очень длинные колонны трубных изделий, которые вставляют в ствол скважины (на фиг. 3 не показано).

Газоотделитель 26 включает перегороженный вертикальный цилиндр 66, который имеет внутренние проточные пространства, которые соединяют отводный канал 62 потока с входным жидкостным трубопроводом 68 измерителя и верхней газовой петлей 70. Выходной жидкостный трубопровод измерителя и верхнюю газовую петлю 70 соединяют, чтобы образовать Т-образный тройник 74, на высотной отметке выше кориолисового расходомера 28. Продуктивный трубопровод 76 переносит добываемые текучие среды из тройника 74 к сепараидальной системе добываемой текучей среды (на чертеже не изображено) в направлении стрелки 78. Обратный клапан 79 гарантирует, что течение в продуктивном трубопроводе 76 происходит только в направлении стрелки 78. Таким образом, газ отделяют от добываемых текучих сред, которые протекают по каналу 62 отводного канала, благодаря действию перегороженного вертикального цилиндра 66. Жидкости идут к кориолисовому расходомеру 28 через входной жидкостный трубопровод, а газы обходят измеритель через верхнюю газовую петлю 70.

Кориолисовый расходомер 28 устанавливают между входным жидкостным трубопроводом 68 измерителя и выходным жидкостным трубопроводом 72. Кориолисовый расходомер 28 предпочтительно представляет собой доступный в промышленных масштабах кориолисовый расходомер, такой, как ЭЛИТНАЯ Модель CMF 100M329NU и Модель CMF100H531NU, которые производит Микро Моушн в Боулдере, штат Колорадо. Эти расходомеры могут также работать как денситометры. Таким образом, объемный расход можно вычислить посредством деления суммарного массового расхода на суммарное измерение плотности. Кориолисовый расходомер 28 использует электрические сигналы для связи с кориолисовым передатчиком 80 по линии 82. В свою очередь, передатчик 80 использует электрические сигналы для связи с автоматизированным центром 30 управления по линии 84. Предпочтительной моделью передатчика 80 является ЭЛИТНАЯ Модель RFT9739, которую производит Микро Моушн в Боулдере, штат Колорадо. Измеритель непрерывно измеряет величину дебита жидкостей через входной жидкостный трубопровод 68 и передает сигналы, представляющие величину дебита, в автоматизированный центр 30 управления через передатчик 80.

Автоматизированный центр 30 управления включает источник 86 питания высокого напряжения и блок 88 управления работой, которое включает центральный процессор вместе с памятью программ и драйверы для управления с помощью электроники работой удаленных систем. Блок 88 управления предпочтительно представляет собой модель ROC306 производства Фишер Индастриз в Маршаллтауне, штат Айова. Центральный процессор и память программ блока 88 управления программируют так, чтобы способствовать выполнению команд управления через блок 88 управления, который передает сигналы промысловых данных к центральной системе сбора промысловых данных (на чертеже не изображена) по линии 90. Источник 86 питания высокого напряжения получает питание по линии 91 источника питания и распределяет эту мощность так, как необходимо, к компонентам системы 20, например, к кориолисовому передатчику 80 по линии 92.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ОПОРОЖНЕННОГО СОСТОЯНИЯ, КОТОРОГО НУЖНО ИЗБЕЖАТЬ Фиг. 4 изображает узел 100 забоя скважины, который соединяют с системой 20 управления. Ствол скважины 102 пробуривают через тысячи футов или метров геологических напластований, которые формируют часть земной коры. Одно из этих напластований включает продуктивный нефтеносный пласт 104, имеющий пористость, которую заполняют добываемые текучие среды, которые включают нефть, воду и газ. Металлическую обсадную колонну 106 изготавливают из множества труб, которые соединяют резьбовыми соединениями и вставляют в ствол 102 скважины. Обсадную колонну 106 наращивают до поверхности и подвешивают в напряжении на подвесную головку насосно- компрессорной трубы и подвесной хомут для обсадной колонны 64 (фиг. 3). Пространство между обсадной колонной 106 и стволом 102 скважины заполняют цементом 110, чтобы предотвратить образование добываемыми текучими средами каналов позади обсадной колонны 106 и изолировать нефтеносный пласт 104. Продуктивный трубопровод 108 подвешивают свободно внутри обсадной колонны 106 на подвесную головку насосно-компрессорной трубы и подвесной хомут для обсадной колонны 64. Фасонные подрывные заряды используют, чтобы взрывом образовать множество отверстий, например, отверстия 112 и 114, сквозь обсадную колонну 106 и цемент 110, чтобы дать возможность добываемым текучим средам 116 из нефтеносного пласта 104 течь в обсадную колонну 106. Уплотнитель 118 герметически закрывает добываемые текучие среды 116 внутри обсадной колонны 106 ниже отверстий 112 и 114.

Множество взаимосвязанных резьбовыми соединениями удлиненных цилиндрических элементов образует колонну 120 насосных штанг, которая соединяет полированную штангу 52 (фиг. 3) с плунжером 122. Пустотелый цилиндрический плунжер 122 ограничивают множеством эластомерных уплотнений, например, уплотнением 124, которые компрессионно захватывают внутренний диаметр продуктивного трубопровода 108 с достаточной силой, чтобы поднять столб 126 текучих сред внутри трубопровода 108. Нижняя часть плунжера 122 включает узел 128 шарового клапана и седла (то есть нагнетательный клапан глубинного насоса), который закрывается под весом столба 126 добываемой текучей среды. Отверстия 130 в верхней части плунжера 122 дают возможность перетекания текучим средам между пустотелой внутренностью плунжера 122 и столбом 126 текучих сред. Нижняя часть продуктивного трубопровода 108 включает узел 132 шарового клапана и седла (то есть всасывающий клапан глубинного насоса), который закрывается под действием сжимающих усилий, которые создает ход вниз плунжера 122, и открывается, чтобы разрешить вход добываемых текучих сред 116 в продуктивный трубопровод 108 под действием относительного разрежения, который создают движением вверх плунжера 122.

Как изображено на фиг. 4, внутри узла 100 забоя скважины создают опорожненное состояние. Внутри нефтеносного пласта 104 существует среднее давление Р. Приток добываемых текучих сред в обсадную колонну 106 создает градиент спада давления вдоль стрелки 134 в такой части нефтеносного пласта 104, которая окружает ствол 102 скважины, что объем добываемых текучих сред, которые притекают в обсадную колонну 106 через отверстия 112 и 114, является недостаточным, чтобы соответствовать скорости, с которой возвратно-поступательное движение плунжера 122 извлекает текучие среды из обсадной колонны 106. Следовательно, добываемые текучие среды 116 имеют верхний уровень 136 текучих сред. Плунжер 122 совершает возвратно-поступательное движение в направлении стрелки 138 под действием головки 34 балансира (фиг. 3) на полированную штангу 52 через колонну насосных штанг плунжера 120. Плунжер 122 изображен при максимальном перемещении вверх. Ход вверх плунжера 122 вызывает относительное разрежение в текучих средах 116, чтобы открыть узел 132 шарового клапана и седла для перемещения добываемых текучих сред 116 в продуктивный трубопровод 108. Разрежение, которое вызывает плунжер 122 в добываемых текучих средах 116, заставляет эти среды высвобождать или мгновенно испарять газ, который создает газонаполненное пространство 139 между плунжером 122 и уровнем 136 текучей среды. Когда движение вверх плунжера 122 приводит к тому, что высший уровень 136 падает ниже узла 132 шарового клапана и седла, газ входит также в продуктивный трубопровод 108, чтобы образовать газонаполненное пространство 139.

Плунжер 122 начинает опускаться к добываемым текучим средам 116 на уровень 136 текучей среды через газонаполненное пространство 139. Узел 128 шарового клапана и седла закрыт под весом столба 126 добываемой текучей среды, чтобы предотвратить утечку этих сред из столба 126 в газонаполненное пространство 139. Плунжер 122 перемещают вниз до тех пор, пока не хлопнут узлом 128 шарового клапана и седла по добываемым текучим средам 116 на их уровне 136, чтобы создать эффект удара текучей среды, который переносят до станка-качалки 22 (фиг. 3) через колонну насосных штанг плунжера 120. Узел 132 шарового клапана и седла закрывается под действием сжимающих усилий, которые создает столкновение плунжера 122 с добываемыми текучими средами 116 на уровне 136. Продолжение хода плунжера 122 вниз открывает узел 128 шарового клапана и седла с помощью сил сжатой текучей среды против узла 132 шарового клапана и седла, чтобы позволить добываемым текучим средам 116 течь через узел 128 шарового клапана и седла, через пустотелую внутренность плунжера 122, через отверстия 130 и в столб 128 текучей среды. Последующее движение вверх плунжера 122 закрывает узел 128 шарового клапана и седла и открывает узел 132 шарового клапана и седла для повторения насосного цикла.

Удар плунжера 122 по текучим средам 116 на их уровне 136 является чрезвычайно нежелательным по нескольким причинам. Через какое-то время, повторный эффект удара текучих сред этого типа приводит к такой усталости колонны насосных штанг плунжера 120, которая вызывает механическое разрушение. Это механическое разрушение является очень дорогостоящим, потому что разбитую колонну насосных штанг плунжера необходимо вытаскивать из ствола 102 скважины и заменять. Последствия аварии колонны насосных штанг плунжера могут соединяться друг с другом с тем результатом, что от скважины необходимо отказаться, потому что ремонт больше не является экономически возможным. Например, разрушенная колонна насосных штанг плунжера 120 может вызывать соответствующее разрушение продуктивного трубопровода 108, или на плунжер 122 могут осаждаться осадки из столба 126 текучих сред, что делает невозможным извлечь разрушенную колонну насосных штанг плунжера во время ремонтных операций. Дополнительно, потребность в ремонте вызывает простой в добыче, в течение которого скважина не дает никаких доходов.

Кроме того, работа станка-качалки 22 (фиг. 3) становится все менее эффективной, поскольку газовая полость 139 внутри продуктивного трубопровода 108 растет. Объем добываемых текучих сред 116, который необходимо перемещать при каждом ходе вверх насоса, равен произведению площади поверхности области продуктивного трубопровода 108, взятой через внутренний диаметр в направлении перпендикуляра к оси удлинения на длину хода вверх для плунжера 122. Присутствие газонаполненного пространства 139, однако, разрешает начало входа текучих сред 116 в плунжер 122 только на уровне 136. Когда газонаполненное пространство 139 занимает приблизительно половину объема текучих сред 116, которые должны войти в плунжер 122 при его ходе вниз, объемная производительность насоса падает до приблизительно половины проектной мощности. Энергетические затраты остаются постоянными, потому что станок-качалка 22 требует приблизительно того же самого количества энергии для возвратно-поступательного движения столба 126 текучих сред и колонны насосных штанг плунжера 120 вдоль стрелки 138. Таким образом, затраты энергии остаются постоянными, в то время как объем добычи падает, и количество энергии, затраченной на единицу объема добычи, растет. В незначительных скважинах, результирующая неэффективность и растущие издержки могут привести к необходимости отказа от скважины по экономическим причинам, если не проводят корректирующих действий.

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОПОРОЖНЕННОГО СОСТОЯНИЯ Разрешение опорожненного состояния, изображенного на фиг. 4, состоит в том, чтобы прекратить подъем добываемых текучих сред 116 на период времени, достаточный для того, чтобы допустить уменьшение или ликвидацию градиента спада давления внутри нефтеносного пласта 104 вдоль стрелки 134, то есть, скважину нужно временно остановить. Когда добычу продолжают, увеличенное забойное давление в стволе 102 скважины становится достаточным, чтобы поднять уровень 136 до положения выше высшей точки перемещения плунжера 122. Даже в этом случае, добычу в конечном счете снова нужно остановить, потому что доступная энергия нефтеносного пласта недостаточна, чтобы соответствовать требованиям производительности плунжера 122 при данной скорости возвратно-поступательного движения насоса. Специалисты сознают, что полный дебит нефтеотдачи из ствола 102 скважины можно оптимизировать с помощью попытки подстроить работу станка-качалки 22 через его работу с такой скоростью, которая устанавливает уровень 136 внутри обсадной колонны 106, который подходит очень близко к опорожненному состоянию без того, чтобы фактически установить это состояние. Точный характер регулирования рабочих параметров станка-качалки обычно определяет кв