RU2008118534A - Способ и система управления перемещением штока в системе откачки флюида из скважины - Google Patents

Способ и система управления перемещением штока в системе откачки флюида из скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2008118534A
RU2008118534A RU2008118534/06A RU2008118534A RU2008118534A RU 2008118534 A RU2008118534 A RU 2008118534A RU 2008118534/06 A RU2008118534/06 A RU 2008118534/06A RU 2008118534 A RU2008118534 A RU 2008118534A RU 2008118534 A RU2008118534 A RU 2008118534A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
speed
engine
polished rod
pumping
angular velocity
Prior art date
Application number
RU2008118534/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2381384C1 (ru
Inventor
Кржиштоф ПАЛКА (CA)
Кржиштоф ПАЛКА
Ярослав А. ЧИЖ (CA)
Ярослав А. ЧИЖ
Original Assignee
Пампвелл Солюшнз Лтд. (Ca)
Пампвелл Солюшнз Лтд.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=37913465&utm_source=***_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2008118534(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Пампвелл Солюшнз Лтд. (Ca), Пампвелл Солюшнз Лтд. filed Critical Пампвелл Солюшнз Лтд. (Ca)
Publication of RU2008118534A publication Critical patent/RU2008118534A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2381384C1 publication Critical patent/RU2381384C1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/23—Design optimisation, verification or simulation using finite element methods [FEM] or finite difference methods [FDM]
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/126—Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
    • E21B43/127—Adaptations of walking-beam pump systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
    • F04B47/022—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level driving of the walking beam
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B49/00—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00
    • F04B49/06—Control using electricity
    • F04B49/065—Control using electricity and making use of computers
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
    • G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
    • G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
    • G05B13/041—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators in which a variable is automatically adjusted to optimise the performance
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B2201/00—Pump parameters
    • F04B2201/02—Piston parameters
    • F04B2201/0202—Linear speed of the piston
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B2201/00—Pump parameters
    • F04B2201/02—Piston parameters
    • F04B2201/0206—Length of piston stroke
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B2201/00—Pump parameters
    • F04B2201/12—Parameters of driving or driven means
    • F04B2201/121—Load on the sucker rod
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B2203/00—Motor parameters
    • F04B2203/02—Motor parameters of rotating electric motors
    • F04B2203/0209—Rotational speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B2205/00—Fluid parameters
    • F04B2205/04—Pressure in the outlet chamber

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Medical Informatics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)

Abstract

1. Способ определения оптимальной переменной угловой скорости Ω первичного двигателя блока откачки, снабженного насосной штангой, соединенной с погружным насосом для откачки насосом флюида из скважины, причем указанная оптимальная угловая скорость варьирует в течение периода единичного цикла откачки так, что производительность скважины становится максимальной, при поддержании заданных предельных допустимых напряжений в насосной штанге и предельно допустимых скорости двигателя, вращающего момента и потребления энергии, причем указанный способ включает в себя следующие операции: ! (i) использование конечного числа параметров р для отображения угловой скорости Ω[p] двигателя в виде функции одной из переменных, выбранной из группы переменных, в которую входят положение s полированного штока, положение кривошипа (только для станков-качалок с балансирным уравновешиванием), или время t, соответственно, Ω[p](s), Ω[p](α) или Ω[p(t), для каждого одиночного полного цикла откачки; ! (ii) создание динамической модели полной системы откачки, в том числе как поверхностного оборудования, включающего в себя качалку упрощенного типа с двигателем и полированным штоком, так и скважинного оборудования, включающего в себя насосную штангу с погружным насосом, для расчета вращающего момента двигателя, напряжений в указанной насосной штанге и выходного дебита скважины, в ответ на заданную угловую скорость Ω[p] двигателя, причем указанный выходной дебит V(Ω) скважины определен как объем Vol(Ω), откачиваемый насосом в течение периода T(Ω) одного цикла, то есть V(Ω)=Vol(Ω)/T(Ω); и ! (iii) определение параметров р при помощи математического алгоритма для �

Claims (18)

1. Способ определения оптимальной переменной угловой скорости Ω первичного двигателя блока откачки, снабженного насосной штангой, соединенной с погружным насосом для откачки насосом флюида из скважины, причем указанная оптимальная угловая скорость варьирует в течение периода единичного цикла откачки так, что производительность скважины становится максимальной, при поддержании заданных предельных допустимых напряжений в насосной штанге и предельно допустимых скорости двигателя, вращающего момента и потребления энергии, причем указанный способ включает в себя следующие операции:
(i) использование конечного числа параметров р для отображения угловой скорости Ω[p] двигателя в виде функции одной из переменных, выбранной из группы переменных, в которую входят положение s полированного штока, положение кривошипа (только для станков-качалок с балансирным уравновешиванием), или время t, соответственно, Ω[p](s), Ω[p](α) или Ω[p(t), для каждого одиночного полного цикла откачки;
(ii) создание динамической модели полной системы откачки, в том числе как поверхностного оборудования, включающего в себя качалку упрощенного типа с двигателем и полированным штоком, так и скважинного оборудования, включающего в себя насосную штангу с погружным насосом, для расчета вращающего момента двигателя, напряжений в указанной насосной штанге и выходного дебита скважины, в ответ на заданную угловую скорость Ω[p] двигателя, причем указанный выходной дебит V(Ω) скважины определен как объем Vol(Ω), откачиваемый насосом в течение периода T(Ω) одного цикла, то есть V(Ω)=Vol(Ω)/T(Ω); и
(iii) определение параметров р при помощи математического алгоритма для решения проблем нелинейной оптимизации, при которых угловая скорость Ω[p] двигателя максимально повышает дебит V(Ω) скважины, при удовлетворении следующих ограничений:
(a) минимальные и максимальные напряжения насосной штанги в течение указанного полного единичного цикла, полученные за счет налагаемой скорости Ω двигателя, не превышают заданных предельных значений;
(b) вращающий момент двигателя, необходимый для создания скорости Ω двигателя, не превышает заданного предельного значения в течение указанного цикла;
(c) угловая скорость Ω двигателя одинакова в начале и конце цикла откачки;
(d) угловая скорость Ω двигателя не превышает заданного предельного значения в течение цикла откачки; и
(e) энергия потребления двигателя, поделенная на объем откачиваемого флюида, рассчитанная с использованием вращающего момента двигателя и угловой скорости в течение цикла откачки, не превышает заданного предельного значения.
2. Способ по п.1, в котором угловую скорость Ω двигателя отображают в виде ряда Фурье, причем указанную переменную угловую скорость определяют из оптимального набора коэффициентов Фурье.
3. Способ по п.1, который дополнительно включает в себя следующие операции:
(i) отображение угловой скорости Ω двигателя в виде ряда Фурье для положения полированного штока s, чтобы удовлетворять ограничению 1.(iii)(с):
Figure 00000001
где вектор p=[β, γ1,…,γN, λ1,…,λN] содержит коэффициенты Фурье, Ω0 представляет собой типичную рабочую постоянную скорость данной качалки упрощенного
типа, a s0 обозначает удвоенную длину хода полированного штока;
(ii) создание математической модели для расчета перемещений, сил и напряжений в насосной штанге и полированном штоке в течение цикла откачки, которые будут возникать при движении полированного штока, вызванном приложенной заданной переменной угловой скоростью Ω двигателя;
(iii) создание математической модели для расчета вращающего момента двигателя, который требуется для создания заданной переменной угловой скорости Ω двигателя, причем в указанной модели используют силу полированного штока, рассчитанную в модели 3.(ii), и силу тяжести и силы инерции, воздействующие на все компоненты качалки упрощенного типа, которые определяются ее геометрией и распределением масс;
(iv) создание математической формулы для расчета потребления энергии двигателем, на основании вращающего момента и угловой скорости двигателя;
(v) создание математической формулы для расчета выходного дебита V(Ω) скважины на основании отношения длины хода погружного насоса к периоду хода T(Ω); и
(vi) создание математического алгоритма для определения оптимального распределения мгновенной угловой скорости двигателя в течение каждого единичного цикла откачки, за счет нахождения оптимального набора p=[β, γ1,…,γN, λ1,…,λN] коэффициентов Фурье, так, что объем V(Ω[p]) откачки становится максимальным, при удовлетворении ограничений 1.(iii)(a)-(e); причем указанный алгоритм содержит следующие операции:
(a) выбор начального вектора р0 коэффициентов Фурье и векторов Δpi их приращений для каждого параметра i=1,…2N+1;
(b) использование анализа с прогнозированием, который включает в себя математические модели, описанные в (ii)-(v), для расчета дебита V[p], потребляемой энергии Р[р], вращающего момента M[p](s) двигателя и распределения σ[p](x, t) напряжений в насосной штанге в течение всего цикла, в ответ на угловую скорость Ω[p] двигателя, определенную из приведенного выше уравнения 'О' в следующих точках
р=р0 и р=р0+Δpi (i=1,…2N+1)
(c) расчет частных производных функций V[p], M[p](s), σ[p](x, t) и Р[р] по отношению к параметрам pi (i=1,…2N+1), с использованием метода конечных разностей и инкрементных значений, вычисленных выше в 3.(vi)(b);
(d) использование расширения Тейлора первого порядка и частных производных, вычисленных выше в (с), чтобы получить линеаризованные функции V[p], M[p](s), ), σ[p](x, t) и Т[р] по отношению к небольшим изменениям δpi параметров pi;
(e) линеаризация проблемы оптимизации по отношению к δpi за счет использования указанных линейных функций из 3.(vi)(d), при ограничениях, приведенных в п.1.(iii)(a)-(e), а также в функции V[p] оптимизации;
(f) использование метода линейного программирования для нахождения δpi, которое является решением проблемы линейной оптимизации, определенной в 3.(vi)(e), а именно, которое позволяет максимально повысить дебит скважины, однако удовлетворяет линейным ограничениям относительно вращающего момента и скорости двигателя, напряжений в насосной штанге и потребляемой мощности;
(g) замена начального вектора р0 на р0+δр и повтор операций 3.(vi)(b)-(f) до тех пор, пока δр не станет меньше выбранного предельного значения;
и
(h) преобразование функции Ω[p](s) в функцию времени или положения кривошипа.
4. Способ по п.1, в котором оптимальную переменную скорость первичного двигателя определяют так, что становится минимальным один из следующих индикаторов эффективности: потребление энергии первичным двигателем на объем откаченного флюида, максимальный вращающий момент двигателя или диапазон напряжений во всех сегментах насосной штанги, при поддержании этих индикаторов в заданных пределах, а откачиваемый насосом объем добычи достигает заданного значения.
5. Способ определения оптимальной скорости U полированного штока, соединенного при помощи насосной штанги с погружным насосом для откачки флюида из скважины, причем указанная оптимальная скорость изменяется в течение периода каждого одиночного цикла откачки так, что дебит скважины становится максимальным, при поддержании заданных предельных значений скорости полированного штока, напряжений в насосной штанге и энергии, необходимой для создания указанной скорости полированного штока, который включает в себя следующие операции:
(i) использование конечного числа параметров р для отображения скорости полированного штока U[p] в виде функции U[p](s) положения полированного штока s или функции U[p](t) времени t, для полного цикла откачки;
(ii) создание динамической модели скважинного оборудования (насосной штанги с погружным насосом) для расчета напряжений в указанной насосной штанге и дебита скважины в ответ на заданную скорость полированного штока U[p], причем указанный дебит V(U) скважины определяют как объем Vol(U), откачиваемый в течение периода T(U) одного цикла, то есть V(U)=Vol(Ω)/T(Ω); и
(iii) определение параметров р, при помощи математического алгоритма для решения проблем нелинейной оптимизации, при которых скорость U[p] полированного штока во время указанного цикла откачки будет максимально увеличивать дебит V(U) скважины, однако при удовлетворении следующих ограничений:
(a) минимальные и максимальные напряжения насосной штанги в течение указанного полного единичного цикла, полученные за счет налагаемой скорости U полированного штока, не превышают заданных предельных значений;
(b) скорость U полированного штока равна нулю в самом верхнем и самом нижнем положениях полированного штока;
(c) скорость U полированного штока не превышает заданного предельного значения в течение полного цикла откачки;
(d) энергия, необходимая для создания движения указанного полированного штока в течение периода одного цикла откачки, поделенная на объем откаченного флюида, не превышает заданное предельное значение.
6. Способ по п.5, в котором для удовлетворения ограничения 5.(iii)(b) скорость U полированного штока выражают в виде ряда Фурье положения s полированного штока, определяемых отдельно для хода вверх s∈(0, s0/2) и хода вниз s∈(s0/2, s0) части движения (s0 представляет собой длину двойного хода полированного штока):
Figure 00000002
for s∈(0, s0/2)
Figure 00000003
for s∈(s0/2, s0)
и в котором указанную оптимальную переменную скорость полированного штока в течение единственного цикла откачки определяют из оптимального набора коэффициентов Фурье
Figure 00000004
.
7. Способ по п.5, в котором оптимальную переменную скорость полированного штока определяют так, что диапазон напряжений во всех сегментах насосной штанги будет минимальным, в то время как откачиваемый объем и энергия, необходимая для создания движения указанного полированного штока в течение периода одного цикла Т откачки, достигают заранее выбранных значений.
8. Способ по п.5, в котором оптимальную переменную скорость полированного штока определяют так, что отношение энергии, необходимой для создания движения указанного полированного штока в течение периода одного цикла откачки, к объему откачиваемого флюида будет минимальным, в то время как откачиваемый объем и диапазон напряжений во всех сегментах насосной штанги достигают заранее выбранных значений.
9. Способ повышения точности расчета оптимальной угловой скорости первичного двигателя по п.1 или оптимальной скорости полированного штока по п.5, в котором измерения, полученные в реальной системе откачки, используют для улучшения параметров системы в математической модели, использованной при оптимизации способа, который включает в себя следующие операции:
(i) измерение физических режимов указанной системы откачки во время работы, а именно, измерение нагрузки и положения указанного полированного штока, вращающего момента двигателя, потребления энергии, давления в лифтовой колонне и в обсадной колонне и дебита скважины;
(ii) сравнение результатов модели системы откачки и измеренных физических режимов для проверки и подстройки параметров модели системы откачки;
(iii) расчет новой оптимальной угловой скорости Ω двигателя или новой оптимальной скорости U полированного штока, на основании модели системы откачки с подстроенными системными параметрами.
10. Способ по п.5, в котором переменную оптимальную угловую скорость первичного двигателя Ω рассчитывают из оптимальной скорости U полированного штока с использованием геометрии качалки упрощенного типа.
11. Система регулирования скорости откачки в системе качалки упрощенного типа, которая включает в себя:
(i) первичный электродвигатель для управления движением качалки упрощенного типа;
(ii) контроллер привода с регулируемой скоростью (VFD) для динамического управления мгновенной угловой скоростью первичного двигателя в полном цикле откачки;
(iii) скважинные компоненты откачки, содержащие насосную штангу для передачи движения качалки упрощенного типа к погружному насосу;
(iv) средства измерения для контроля рабочих режимов;
(v) местный блок управления, позволяющий передавать мгновенную скорость первичного двигателя на VFD и получать мгновенную скорость и вращающий момент первичного двигателя от VFD; причем указанный блок содержит программу, которая содержит модель системы откачки и различные средства принятия решения, для анализа переданной информации, оценки характеристик блока откачки и скважинных компонентов и определения оптимальной скорости первичного двигателя по п.1 или по п.10, которые применяют для управления скоростью первичного двигателя с заданными временными промежутками в полном цикле откачки.
12. Система регулирования скорости откачки в системе качалки упрощенного типа, которая включает в себя:
(i) первичный электродвигатель для управления движением качалки упрощенного типа;
(ii) контроллер привода с регулируемой скоростью (VFD) для динамического управления мгновенной угловой скоростью первичного двигателя в полном цикле откачки;
(iii) скважинные компоненты откачки, содержащие насосную штангу для передачи движения качалки упрощенного типа к погружному насосу;
(iv) средства измерения для контроля рабочих режимов;
(v) местный блок управления, позволяющий передавать мгновенную скорость первичного двигателя на VFD и получать мгновенную скорость и вращающий момент первичного двигателя от VFD;
(vi) средства передачи сигнала, предназначенные для передачи информации в истинном масштабе времени от местного блока управления на удаленную вычислительную станцию;
(vii) причем указанная удаленная вычислительная станция снабжена программным обеспечением, которое содержит модель системы откачки и различные средства принятия решения, для анализа переданной информации, оценки характеристик блока откачки и скважинных компонентов и определения оптимальной скорости первичного двигателя по п.1 или по п.10, которые применяют для управления скоростью первичного двигателя с заданными временными промежутками в полном цикле откачки;
(viii) средства передачи оптимальной скорости первичного двигателя и новых рабочих параметров от удаленной вычислительной станции на местный блок управления, для управления скоростью первичного двигателя.
13. Система по п.11 или 12, в которой оптимальную скорость первичного двигателя прикладывают при заданных положениях полированного штока.
14. Система по п.11 или 12, в которой оптимальную скорость первичного двигателя прикладывают при заданных положениях кривошипа.
15. Система по п.11, (iv) или 12, (iv), в которой средства измерения используют для измерения нагрузки полированного штока, положения полированного штока, давления в лифтовой колонне и давления в обсадной колонне
16. Система по п.11 или 12, в которой VFD содержит динамический тормозной резистор или регенеративный модуль.
17. Способ по п.1 или 10, в котором первичным двигателем является электродвигатель или двигатель внутреннего сгорания, причем переменную скорость системы откачки задают при помощи управления мгновенным передаточным отношением.
18. Способ по п.5, в котором скоростью полированного штока управляют при помощи системы откачки с гидравлическим управлением, причем задают новые рабочие параметры системы откачки за счет управления давлением и расходом в системе управления системой откачки, чтобы управлять скоростью полированного штока в соответствии с расчетным оптимальным перемещением.
RU2008118534/06A 2005-10-13 2005-10-13 Способ и система управления перемещением штока в системе откачки флюида из скважины RU2381384C1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/CA2005/001570 WO2007041823A1 (en) 2005-10-13 2005-10-13 Method and system for optimizing downhole fluid production

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008118534A true RU2008118534A (ru) 2009-11-20
RU2381384C1 RU2381384C1 (ru) 2010-02-10

Family

ID=37913465

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008118534/06A RU2381384C1 (ru) 2005-10-13 2005-10-13 Способ и система управления перемещением штока в системе откачки флюида из скважины

Country Status (5)

Country Link
US (2) US20080240930A1 (ru)
CN (1) CN101305187B (ru)
CA (1) CA2526345C (ru)
RU (1) RU2381384C1 (ru)
WO (1) WO2007041823A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101806201A (zh) * 2010-03-25 2010-08-18 徐荣恩 自平衡蓄能抽油机
US10408206B2 (en) 2014-07-01 2019-09-10 Bristol, Inc. Methods and apparatus to determine parameters of a pumping unit for use with wells

Families Citing this family (125)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090232664A1 (en) * 2008-03-12 2009-09-17 General Electric Permanent magnet motor for subsea pump drive
FR2933969B1 (fr) * 2008-07-21 2011-11-11 Degremont Installation de dessalement d'eau par osmose inverse
US9140253B2 (en) * 2009-10-26 2015-09-22 Harold Wells Associates, Inc. Control device, oil well with device and method
US9234517B2 (en) * 2009-10-26 2016-01-12 Harold Wells Associates, Inc. Pump control device, oil well with device and method
CN101781981A (zh) * 2010-03-31 2010-07-21 胜利油田供应方圆石油装备有限责任公司 双平衡长冲程节能型抽油机
DE102010023630B4 (de) * 2010-06-14 2017-11-02 Sew-Eurodrive Gmbh & Co Kg Fördervorrichtung mit Pleuelstange und Verfahren zum Regeln einer Fördervorrichtung mit Pleuelstange und mindestens einem Ausgleichsgewicht
CN102337866A (zh) * 2010-07-21 2012-02-01 周玉姝 一种用于在油田抽油机中的节能控制方法及***
RU2569103C2 (ru) * 2010-08-27 2015-11-20 Вэлл Контрол Текнолоджиз, Инк. Способ и устройство для удаления жидкости из газодобывающей скважины
CN102539043A (zh) * 2010-12-07 2012-07-04 北京博奥泰克石油技术有限公司 一种抽油机工况综合分析方法和***
SK1692010A3 (sk) * 2010-12-16 2012-07-03 Naftamatika, S. R. O. Method of diagnosis and management of pumping oil or gas wells and device there of
CN102094626A (zh) * 2010-12-20 2011-06-15 中国石油天然气股份有限公司 油井故障实时预警方法和***
CN102122161B (zh) * 2010-12-31 2012-12-19 中国石油天然气股份有限公司 油井间抽控制***及方法
US20120251335A1 (en) * 2011-04-01 2012-10-04 Gregg Hurst Pump controller with multiphase measurement
CA2834975A1 (en) * 2011-05-06 2012-11-15 Schneider Electric USA, Inc. Pumpjack torque fill estimation
US9500067B2 (en) * 2011-10-27 2016-11-22 Ambyint Inc. System and method of improved fluid production from gaseous wells
RU2602719C2 (ru) * 2011-10-28 2016-11-20 Везерфорд/Лэм, Инк. Вычисление линий нагрузки флюидом, проверка на вогнутость и итерации относительно коэффициента затухания для диаграммы скважинного насоса
EP2776715B1 (en) 2011-11-08 2020-01-22 Lufkin Industries, LLC Low profile rod pumping unit with pneumatic counterbalance for the active control of the rod string
CN103161430B (zh) * 2011-12-14 2016-08-31 中国石油天然气股份有限公司 抽油机冲次、平衡实时智能调整方法
DK2815069T3 (en) * 2012-02-13 2023-07-24 Halliburton Energy Services Inc Method and apparatus for remotely controlling downhole tools using untethered mobile devices
CN102852488A (zh) * 2012-04-26 2013-01-02 王军 立式抽油机移位装置
US20140079560A1 (en) 2012-09-14 2014-03-20 Chris Hodges Hydraulic oil well pumping system, and method for pumping hydrocarbon fluids from a wellbore
US9353617B2 (en) * 2012-11-06 2016-05-31 Unico, Inc. Apparatus and method of referencing a sucker rod pump
EP3315775B1 (en) 2012-11-19 2020-02-12 Lufkin Industries, LLC Real-time pump diagnositc algorithms and application thereof
RU2532025C2 (ru) * 2013-01-09 2014-10-27 Общество с ограниченной ответственностью "Пермская нефтяная инжиниринговая компания" Способ эксплуатации скважинной штанговой установки
US9157301B2 (en) * 2013-02-22 2015-10-13 Samson Pump Company, Llc Modular top loading downhole pump
US10151182B2 (en) * 2013-02-22 2018-12-11 Samson Pump Company, Llc Modular top loading downhole pump with sealable exit valve and valve rod forming aperture
AU2013204013B2 (en) * 2013-03-15 2015-09-10 Franklin Electric Company, Inc. System and method for operating a pump
GB2513370B (en) * 2013-04-25 2019-12-18 Zenith Oilfield Tech Limited Data communications system
CN104213904A (zh) * 2013-06-05 2014-12-17 中国石油天然气股份有限公司 一种有杆抽油***效率实时监测方法
CN104251201B (zh) * 2013-06-28 2016-12-28 伊顿公司 基于变频器的泵的控制***和方法以及泵***
RU2016101330A (ru) * 2013-08-01 2017-09-06 Лэндмарк Графикс Корпорейшн Алгоритм для оптимальной конфигурации устройств контроля притока с использованием модели взаимодействия ствола скважины и коллектора
CA2921371A1 (en) * 2013-08-21 2015-02-26 Spirit Global Energy Solutions, Inc. Laser position finding device used for control and diagnostics of a rod pumped well
US10250168B2 (en) * 2013-08-28 2019-04-02 Lifting Solutions Inc. Pump jack controller and method for using same for electricity generation
US9938805B2 (en) 2014-01-31 2018-04-10 Mts Systems Corporation Method for monitoring and optimizing the performance of a well pumping system
US9822777B2 (en) * 2014-04-07 2017-11-21 i2r Solutions USA LLC Hydraulic pumping assembly, system and method
CN103924963B (zh) * 2014-04-25 2017-02-15 北京必创科技股份有限公司 一种示功仪采样率自动切换方法
US10107295B1 (en) * 2014-05-21 2018-10-23 Marion Brecheisen Pump system and method
CN104005739A (zh) * 2014-06-23 2014-08-27 张维玉 液体重力转移驱动杠杆式抽油机
US10018032B2 (en) 2014-06-30 2018-07-10 Weatherford Technology Holdings, Llc Stress calculations for sucker rod pumping systems
EP2963234B1 (en) * 2014-07-01 2018-06-06 Weatherford Technology Holdings, LLC Stress calculations for sucker rod pumping systems
US10145230B2 (en) * 2014-10-10 2018-12-04 Henry Research And Development, Llc Systems and methods for real-time monitoring of downhole pump conditions
US10788031B2 (en) * 2014-12-18 2020-09-29 Ravdos Holdings Inc. Methods and system for enhancing flow of a fluid induced by a rod pumping unit
US9605670B2 (en) 2014-12-18 2017-03-28 General Electric Company Method and systems for enhancing flow of a fluid induced by a rod pumping unit
CN105863566A (zh) * 2015-01-23 2016-08-17 宁波天安磁性传动科技有限公司 永磁复合电机直驱游梁式抽油机
CN104763384A (zh) * 2015-04-03 2015-07-08 高洪丽 摆杆塔架式智能抽油机
WO2017023303A1 (en) 2015-08-05 2017-02-09 Stren Microlift Technology, Llc Hydraulic pumping system for use with a subterranean well
CN104989381B (zh) * 2015-06-15 2017-12-05 西安华瑞网电设备有限公司 一种游梁式抽油机冲程周期的软测量方法及装置
US20170002805A1 (en) * 2015-06-30 2017-01-05 KLD Energy Nano-Grind Systems, Inc. Electric motor control for pumpjack pumping
US20170002636A1 (en) * 2015-06-30 2017-01-05 KLD Energy Nano-Grid System, Inc. Detection and mitigation of detrimental operating conditions during pumpjack pumping
US10393107B2 (en) 2015-08-03 2019-08-27 General Electric Company Pumping control unit and method of computing a time-varying downhole parameter
US10167865B2 (en) 2015-08-05 2019-01-01 Weatherford Technology Holdings, Llc Hydraulic pumping system with enhanced piston rod sealing
EP3135859B1 (en) * 2015-08-05 2018-09-26 Weatherford Technology Holdings, LLC Pumping system and method
US10851774B2 (en) * 2015-08-06 2020-12-01 Ravdos Holdings Inc. Controller and method of controlling a rod pumping unit
US10895254B2 (en) 2015-09-04 2021-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure pump valve monitoring system
WO2017039701A1 (en) 2015-09-04 2017-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Monitoring system for pressure pump cavitation
CA2993148C (en) * 2015-09-04 2019-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Flow-rate monitoring system for a pressure pump
CA2991701C (en) 2015-09-04 2020-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Single-sensor analysis system
CA2992013C (en) 2015-09-04 2020-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Critical valve performance monitoring system
US10540594B2 (en) * 2015-09-18 2020-01-21 International Business Machines Corporation Identifying abnormal pumpjack conditions
US11028844B2 (en) * 2015-11-18 2021-06-08 Ravdos Holdings Inc. Controller and method of controlling a rod pumping unit
US20170146007A1 (en) * 2015-11-20 2017-05-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Operational control of wellsite pumping unit with displacement determination
US20170146006A1 (en) * 2015-11-20 2017-05-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Operational control of wellsite pumping unit with continuous position sensing
US10781813B2 (en) 2015-12-10 2020-09-22 Baker Hughes Oilfield Operations, Llc Controller for a rod pumping unit and method of operation
CN108779668B (zh) * 2016-01-22 2021-10-01 迈克尔·埃里克·约翰逊 自动抽油杆间距调节装置
US20170218947A1 (en) * 2016-01-28 2017-08-03 SPOC Automation Ironhorse controller with automatic pump off control
US10344573B2 (en) 2016-03-08 2019-07-09 Weatherford Technology Holdings, Llc Position sensing for wellsite pumping unit
CN107387028B (zh) * 2016-05-17 2018-04-24 张敏 一种游梁式抽油机工作制度组合运行方法
US10612538B2 (en) * 2016-06-20 2020-04-07 Tecat Performance Systems, Llc Integrated wireless data system and method for pump control
US10774627B1 (en) * 2016-07-08 2020-09-15 James F. Lea, Jr. Adjusting speed during beam pump cycle using variable speed drive
US10408205B2 (en) * 2016-08-04 2019-09-10 Schneider Electric Systems Canada Inc. Method of determining pump fill and adjusting speed of a rod pumping system
CN106321071B (zh) * 2016-08-31 2020-04-21 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 一种抽油机生产参数优化方法
WO2018044293A1 (en) 2016-08-31 2018-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure pump performance monitoring system using torque measurements
US11486385B2 (en) 2016-09-15 2022-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure pump balancing system
CN106351618A (zh) * 2016-09-18 2017-01-25 淄博京科电气有限公司 强鲁棒性抗干扰采油节能控制器
WO2018075944A1 (en) 2016-10-21 2018-04-26 Franklin Electric Co., Inc. Motor drive system and method
CN107060695B (zh) * 2016-12-16 2023-04-25 中国石油天然气股份有限公司 一种游梁式抽油机节能控制***及方法
WO2018140905A1 (en) 2017-01-27 2018-08-02 Franklin Electric Co., Inc. Motor drive system and method
EP3367533A1 (en) * 2017-02-27 2018-08-29 Xylem IP Management S.à.r.l. Method for controlling a pump connected to a pump network
CN108661899B (zh) * 2017-03-30 2023-04-28 中国石油大学(北京) 一种基于变速驱动的电机转速曲线优化方法及装置
US10794173B2 (en) * 2017-04-13 2020-10-06 Weatherford Technology Holdings, Llc Bearing fault detection for surface pumping units
CN108729911A (zh) * 2017-04-24 2018-11-02 通用电气公司 用于资源生产***的优化装置、***和方法
US10697293B2 (en) 2017-05-26 2020-06-30 Baker Hughes Oilfield Operations, Llc Methods of optimal selection and sizing of electric submersible pumps
US10546159B2 (en) * 2017-07-07 2020-01-28 Weatherford Technology Holdings, Llc System and method for handling pumping units in out-of-balance condition
CN109538190B (zh) * 2017-09-22 2022-04-01 中国石油化工股份有限公司 抽油机井杆柱应力预警方法
CN109899051B (zh) * 2017-12-07 2022-05-10 中国石油天然气股份有限公司 油井设备的评价标准确定方法、装置及存储介质
CN108166949B (zh) * 2017-12-27 2020-08-18 盐城宝通机械科技有限公司 一种可调节输出量的石油输出装置
US10458225B2 (en) * 2017-12-29 2019-10-29 General Electric Company Mitigating fluid pound effects under incomplete pump fillage conditions
RU2676898C1 (ru) * 2018-03-01 2019-01-11 Общество с ограниченной ответственностью "Нефте-Гидроприводы Конькова" Система управления гидравлическим приводом штангового насоса
CN109447380B (zh) * 2018-06-21 2021-01-22 北京国双科技有限公司 油井产量确定方法及装置
CN110924904A (zh) * 2018-09-20 2020-03-27 中国石油化工股份有限公司 一种由井底泵功图调整抽油机电机转速的方法
CN113167269A (zh) * 2018-12-16 2021-07-23 森西亚有限责任公司 泵***
US11572772B2 (en) 2019-01-22 2023-02-07 Ravdos Holdings Inc. System and method for evaluating reciprocating downhole pump data using polar coordinate analytics
CN109899057B (zh) * 2019-01-31 2023-06-30 中国石油化工股份有限公司 稠油井示功图算产的方法
CN110206530B (zh) * 2019-04-26 2022-11-29 中国石油集团西部钻探工程有限公司 试油作业中数据处理计量方法及***
US11885324B2 (en) * 2019-05-07 2024-01-30 Power It Perfect, Inc. Systems and methods of controlling an electric motor that operates a pump jack
CN110295870B (zh) * 2019-05-29 2021-04-30 中石化石油机械股份有限公司研究院 利于低产井回收装置
US11542809B2 (en) * 2019-06-11 2023-01-03 Noven, Inc. Polished rod load cell
US11408271B2 (en) 2019-06-11 2022-08-09 Noven, Inc. Well pump diagnostics using multi-physics sensor data
US11560784B2 (en) 2019-06-11 2023-01-24 Noven, Inc. Automated beam pump diagnostics using surface dynacard
CN110414077B (zh) * 2019-07-08 2023-01-10 中国铁路上海局集团有限公司科学技术研究所 一种装载机的负载称重方法及其称重***
CN112989686B (zh) * 2019-12-13 2023-12-26 北京国双科技有限公司 泵径确定模型的构建方法、泵径确定方法和装置
CN111259491B (zh) * 2020-01-21 2022-06-28 浙江大学 一种轨道交通车辆齿轮箱箱体静动态特性联合分析与优化方法
CN113338898B (zh) * 2020-02-14 2023-09-26 中国石油天然气股份有限公司 抽油设备的参数确定方法、装置及存储介质
CN111594139B (zh) * 2020-05-22 2023-05-09 大连虹桥科技有限公司 油井测试与等泵充满按冲次同步数控抽油法
CN111946329B (zh) * 2020-09-08 2023-09-26 中国石油天然气股份有限公司 一种油井动液面求取方法
US11421674B2 (en) * 2020-12-18 2022-08-23 Schneider Electric Systems Usa, Inc. Optical monitoring and control of pumpjack
CN114718514B (zh) * 2021-01-06 2024-05-17 中国石油化工股份有限公司 基于功率加权预测的抽油机直流母线群控算法
US20220228473A1 (en) * 2021-01-20 2022-07-21 Dmytro KHACHATUROV Sucker rod pump automated control method and system
CN112861957B (zh) * 2021-02-01 2024-05-03 陕西中良智能科技有限公司 一种油井运行状态检测方法及装置
CN112983364A (zh) * 2021-02-05 2021-06-18 中国石油天然气股份有限公司 一种抽油机曲柄摆动间抽控制装置及方法
CN114876445B (zh) * 2021-02-05 2024-05-28 中国石油天然气股份有限公司 模拟抽油杆变形的实验装置及实验方法
CN214035623U (zh) * 2021-03-31 2021-08-24 德瑞石油装备（青岛）有限公司 一种大冲程游梁式抽油机
DE102021118075A1 (de) 2021-07-13 2023-01-19 Danfoss Power Electronics A/S Verfahren zum Reduzieren von rückgespeister Energie und Umkehrbeanspruchung in einer von einem Elektromotor angetriebenen hin-und herbewegbaren Last durch Modulation der Motordrehzahl unter Verwendung eines Frequenzumrichterantriebs und zur Durchführung des Verfahrens bereitgestellter Frequenzumrichterantrieb
CN113622880B (zh) * 2021-07-28 2022-07-22 陕西埃菲克能源科技有限公司 一种基于变频技术的不停机间抽方法
CN114033357B (zh) * 2021-11-18 2023-09-08 辽宁弘毅科技有限公司 一种抽油机井综合测试仪载荷动态变化测产方法及***
CN114278281B (zh) * 2021-12-24 2023-11-21 北京西华益昌技术开发有限责任公司 测量装置的测量分辨率优化方法、装置、设备及存储介质
CN114673474B (zh) * 2022-05-10 2022-11-18 东北石油大学 一种基于油井的智能控制装置
CN115075779A (zh) * 2022-07-29 2022-09-20 德瑞石油装备（青岛）有限公司 一种适用于油井全周期的采油方法
CN115492573B (zh) * 2022-11-21 2023-03-17 西南石油大学 一种柱塞气举井地层流入动态确定方法
CN116658134B (zh) * 2023-07-24 2023-09-22 北京宇盛正创科技有限公司 基于电参的智能间抽方法
CN116877033B (zh) * 2023-08-10 2023-12-15 大庆石油管理局有限公司 一种直驱式塔架式抽油机
CN117005830B (zh) * 2023-09-05 2024-02-13 大庆石油管理局有限公司 一种塔架式抽油机自适配***
CN117161892B (zh) * 2023-10-25 2024-01-26 苏州博宏源机械制造有限公司 一种基于抛光材料属性检测的抛光组件智能控制***
CN117646615B (zh) * 2024-01-30 2024-04-02 成都鑫泽机械有限公司 一种智能化游梁式抽油机
CN117703322B (zh) * 2024-02-05 2024-04-12 希望森兰科技股份有限公司 游梁式抽油机节能打摆控制方法及物联智能控制***

Family Cites Families (117)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3075466A (en) * 1961-10-17 1963-01-29 Jersey Prod Res Co Electric motor control system
US3343409A (en) * 1966-10-21 1967-09-26 Shell Oil Co Method of determining sucker rod pump performance
US3915225A (en) * 1971-08-11 1975-10-28 George A Swink Method and apparatus for producing hydrocarbons from wells which make water
US3963374A (en) * 1972-10-24 1976-06-15 Sullivan Robert E Well pump control
US3930752A (en) * 1973-06-01 1976-01-06 Dresser Industries, Inc. Oil well pumpoff control system utilizing integration timer
US3854846A (en) 1973-06-01 1974-12-17 Dresser Ind Oil well pumpoff control system utilizing integration timer
US3851995A (en) 1973-08-06 1974-12-03 M Mills Pump-off control apparatus for a pump jack
US3918843A (en) * 1974-03-20 1975-11-11 Dresser Ind Oil well pumpoff control system utilizing integration timer
US3938910A (en) * 1974-05-13 1976-02-17 Dresser Industries, Inc. Oil well pumpoff control system
US3936231A (en) * 1974-05-13 1976-02-03 Dresser Industries, Inc. Oil well pumpoff control system
US3965983A (en) * 1974-12-13 1976-06-29 Billy Ray Watson Sonic fluid level control apparatus
US3998568A (en) 1975-05-27 1976-12-21 Hynd Ike W Pump-off control responsive to time changes between rod string load
US3951209A (en) * 1975-06-09 1976-04-20 Shell Oil Company Method for determining the pump-off of a well
US4058757A (en) * 1976-04-19 1977-11-15 End Devices, Inc. Well pump-off controller
US4118148A (en) * 1976-05-11 1978-10-03 Gulf Oil Corporation Downhole well pump control system
US4090405A (en) * 1977-04-14 1978-05-23 Delta-X Corporation Polished rod load transducer
US4102394A (en) * 1977-06-10 1978-07-25 Energy 76, Inc. Control unit for oil wells
US4145161A (en) * 1977-08-10 1979-03-20 Standard Oil Company (Indiana) Speed control
US4194393A (en) * 1978-04-13 1980-03-25 Stallion Corporation Well driving and monitoring system
US4171185A (en) * 1978-06-19 1979-10-16 Operational Devices, Inc. Sonic pump off detector
US4508487A (en) * 1979-04-06 1985-04-02 Cmd Enterprises, Inc. Automatic load seeking control for a pumpjack motor
US4220440A (en) * 1979-04-06 1980-09-02 Superior Electric Supply Co. Automatic load seeking control for a pumpjack motor
US4286925A (en) * 1979-10-31 1981-09-01 Delta-X Corporation Control circuit for shutting off the electrical power to a liquid well pump
US4502343A (en) 1980-09-04 1985-03-05 Dingfelder Alan W Pump jack
US4480960A (en) * 1980-09-05 1984-11-06 Chevron Research Company Ultrasensitive apparatus and method for detecting change in fluid flow conditions in a flowline of a producing oil well, or the like
US4390321A (en) * 1980-10-14 1983-06-28 American Davidson, Inc. Control apparatus and method for an oil-well pump assembly
US4363605A (en) 1980-11-03 1982-12-14 Mills Manuel D Apparatus for generating an electrical signal which is proportional to the tension in a bridle
US4406122A (en) * 1980-11-04 1983-09-27 Mcduffie Thomas F Hydraulic oil well pumping apparatus
US4438628A (en) * 1980-12-19 1984-03-27 Creamer Reginald D Pump jack drive apparatus
US4474002A (en) * 1981-06-09 1984-10-02 Perry L F Hydraulic drive pump apparatus
US4490094A (en) 1982-06-15 1984-12-25 Gibbs Sam G Method for monitoring an oil well pumping unit
US4476418A (en) * 1982-07-14 1984-10-09 Werner John W Well pump control system
US4661751A (en) * 1982-07-14 1987-04-28 Claude C. Freeman Well pump control system
US4631954A (en) 1982-11-18 1986-12-30 Mills Manuel D Apparatus for controlling a pumpjack prime mover
US4691511A (en) * 1982-12-14 1987-09-08 Otis Engineering Corporation Hydraulic well pump
US4487061A (en) 1982-12-17 1984-12-11 Fmc Corporation Method and apparatus for detecting well pump-off
US4534706A (en) * 1983-02-22 1985-08-13 Armco Inc. Self-compensating oscillatory pump control
US4599046A (en) * 1983-04-07 1986-07-08 Armco Inc. Control improvements in deep well pumps
US4509901A (en) * 1983-04-18 1985-04-09 Fmc Corporation Method and apparatus for detecting problems in sucker-rod well pumps
US4534168A (en) * 1983-06-30 1985-08-13 Brantly Newby O Pump jack
US4507055A (en) * 1983-07-18 1985-03-26 Gulf Oil Corporation System for automatically controlling intermittent pumping of a well
US4583915A (en) * 1983-08-01 1986-04-22 End Devices, Inc. Pump-off controller
US4508488A (en) * 1984-01-04 1985-04-02 Logan Industries & Services, Inc. Well pump controller
US4594665A (en) * 1984-02-13 1986-06-10 Fmc Corporation Well production control system
US4541274A (en) * 1984-05-10 1985-09-17 Board Of Regents For The University Of Oklahoma Apparatus and method for monitoring and controlling a pump system for a well
US4681167A (en) * 1984-06-08 1987-07-21 Soderberg Research & Development, Inc. Apparatus and method for automatically and periodically introducing a fluid into a producing oil well
US4695779A (en) * 1986-05-19 1987-09-22 Sargent Oil Well Equipment Company Of Dover Resources, Incorporated Motor protection system and process
US5222867A (en) * 1986-08-29 1993-06-29 Walker Sr Frank J Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance
US4873635A (en) * 1986-11-20 1989-10-10 Mills Manual D Pump-off control
US4741397A (en) * 1986-12-15 1988-05-03 Texas Independent Tools & Unlimited Services, Incorporated Jet pump and technique for controlling pumping of a well
US4973226A (en) 1987-04-29 1990-11-27 Delta-X Corporation Method and apparatus for controlling a well pumping unit
US4747451A (en) * 1987-08-06 1988-05-31 Oil Well Automation, Inc. Level sensor
US4935685A (en) * 1987-08-12 1990-06-19 Sargent Oil Well Equipment Company Motor controller for pumping units
US5006044A (en) * 1987-08-19 1991-04-09 Walker Sr Frank J Method and system for controlling a mechanical pump to monitor and optimize both reservoir and equipment performance
US4830112A (en) * 1987-12-14 1989-05-16 Erickson Don J Method and apparatus for treating wellbores
US4859151A (en) * 1988-01-19 1989-08-22 Reed John H Pump-off control for a pumpjack unit
US4854164A (en) * 1988-05-09 1989-08-08 N/Cor Inc. Rod pump optimization system
US5204595A (en) * 1989-01-17 1993-04-20 Magnetek, Inc. Method and apparatus for controlling a walking beam pump
US5044888A (en) * 1989-02-10 1991-09-03 Teledyne Industries, Inc. Variable speed pump control for maintaining fluid level below full barrel level
US4971522A (en) 1989-05-11 1990-11-20 Butlin Duncan M Control system and method for AC motor driven cyclic load
US5064349A (en) 1990-02-22 1991-11-12 Barton Industries, Inc. Method of monitoring and controlling a pumped well
US5129267A (en) * 1990-03-01 1992-07-14 Southwest Research Institute Flow line sampler
CA2018119A1 (en) * 1990-06-01 1991-12-01 Roy A. Maki Method for controlling the speed of a pump jack
US5129264A (en) * 1990-12-07 1992-07-14 Goulds Pumps, Incorporated Centrifugal pump with flow measurement
AU2416092A (en) 1991-07-22 1993-02-23 Chrisope Technologies, Inc. Apparatus and methods for preserving, transporting, storing, re-hydrating and delivering viable microorganisms
US5180289A (en) * 1991-08-27 1993-01-19 Baker Hughes Incorporated Air balance control for a pumping unit
US5182946A (en) * 1991-11-08 1993-02-02 Amerada Hess Corporation Portable well analyzer
US5237863A (en) * 1991-12-06 1993-08-24 Shell Oil Company Method for detecting pump-off of a rod pumped well
US5406482A (en) 1991-12-17 1995-04-11 James N. McCoy Method and apparatus for measuring pumping rod position and other aspects of a pumping system by use of an accelerometer
US5224834A (en) * 1991-12-24 1993-07-06 Evi-Highland Pump Company, Inc. Pump-off control by integrating a portion of the area of a dynagraph
US5246076A (en) * 1992-03-10 1993-09-21 Evi-Highland Pump Company Methods and apparatus for controlling long-stroke pumping units using a variable-speed drive
US5441389A (en) * 1992-03-20 1995-08-15 Eaton Corporation Eddy current drive and motor control system for oil well pumping
US5230607A (en) * 1992-03-26 1993-07-27 Mann Clifton B Method and apparatus for controlling the operation of a pumpjack
US5167490A (en) 1992-03-30 1992-12-01 Delta X Corporation Method of calibrating a well pumpoff controller
US5251696A (en) * 1992-04-06 1993-10-12 Boone James R Method and apparatus for variable speed control of oil well pumping units
US5281100A (en) * 1992-04-13 1994-01-25 A.M.C. Technology, Inc. Well pump control system
US5316085A (en) * 1992-04-15 1994-05-31 Exxon Research And Engineering Company Environmental recovery system
US5252031A (en) * 1992-04-21 1993-10-12 Gibbs Sam G Monitoring and pump-off control with downhole pump cards
US5316482A (en) * 1992-10-05 1994-05-31 Bryson Kirk R Vocabulary board game
US5284422A (en) * 1992-10-19 1994-02-08 Turner John M Method of monitoring and controlling a well pump apparatus
US5318409A (en) * 1993-03-23 1994-06-07 Westinghouse Electric Corp. Rod pump flow rate determination from motor power
US5425623A (en) * 1993-03-23 1995-06-20 Eaton Corporation Rod pump beam position determination from motor power
US5372482A (en) 1993-03-23 1994-12-13 Eaton Corporation Detection of rod pump fillage from motor power
US5444609A (en) * 1993-03-25 1995-08-22 Energy Management Corporation Passive harmonic filter system for variable frequency drives
US5362206A (en) 1993-07-21 1994-11-08 Automation Associates Pump control responsive to voltage-current phase angle
US5458466A (en) * 1993-10-22 1995-10-17 Mills; Manuel D. Monitoring pump stroke for minimizing pump-off state
US5819849A (en) * 1994-11-30 1998-10-13 Thermo Instrument Controls, Inc. Method and apparatus for controlling pump operations in artificial lift production
US5634522A (en) * 1996-05-31 1997-06-03 Hershberger; Michael D. Liquid level detection for artificial lift system control
CA2163137A1 (en) * 1995-11-17 1997-05-18 Ben B. Wolodko Method and apparatus for controlling downhole rotary pump used in production of oil wells
US5715890A (en) 1995-12-13 1998-02-10 Nolen; Kenneth B. Determing fluid levels in wells with flow induced pressure pulses
US6213722B1 (en) * 1996-03-29 2001-04-10 Davor Jack Raos Sucker rod actuating device
US5823262A (en) * 1996-04-10 1998-10-20 Micro Motion, Inc. Coriolis pump-off controller
US6129110A (en) * 1996-04-17 2000-10-10 Milton Roy Company Fluid level management system
US5782608A (en) * 1996-10-03 1998-07-21 Delta-X Corporation Method and apparatus for controlling a progressing cavity well pump
US5996691A (en) 1996-10-25 1999-12-07 Norris; Orley (Jay) Control apparatus and method for controlling the rate of liquid removal from a gas or oil well with a progressive cavity pump
US5868029A (en) * 1997-04-14 1999-02-09 Paine; Alan Method and apparatus for determining fluid level in oil wells
US6079491A (en) * 1997-08-22 2000-06-27 Texaco Inc. Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible progressive cavity pump
US6092600A (en) * 1997-08-22 2000-07-25 Texaco Inc. Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method
US5941305A (en) * 1998-01-29 1999-08-24 Patton Enterprises, Inc. Real-time pump optimization system
US6043569A (en) * 1998-03-02 2000-03-28 Ferguson; Gregory N. C. Zero phase sequence current filter apparatus and method for connection to the load end of six or four-wire branch circuits
GB9810321D0 (en) * 1998-05-15 1998-07-15 Head Philip Method of downhole drilling and apparatus therefore
US6464464B2 (en) * 1999-03-24 2002-10-15 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Apparatus and method for controlling a pump system
CA2268480C (en) * 1999-04-09 2001-06-19 1061933 Ontario Inc. Universal harmonic mitigating system
US6155347A (en) 1999-04-12 2000-12-05 Kudu Industries, Inc. Method and apparatus for controlling the liquid level in a well
US6176682B1 (en) * 1999-08-06 2001-01-23 Manuel D. Mills Pumpjack dynamometer and method
US6315523B1 (en) 2000-02-18 2001-11-13 Djax Corporation Electrically isolated pump-off controller
US6343656B1 (en) * 2000-03-23 2002-02-05 Intevep, S.A. System and method for optimizing production from a rod-pumping system
US6285014B1 (en) * 2000-04-28 2001-09-04 Neo Ppg International, Ltd. Downhole induction heating tool for enhanced oil recovery
US7275025B2 (en) * 2000-12-27 2007-09-25 General Electric Company Method and system for analyzing performance of a turbine
US6585041B2 (en) * 2001-07-23 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Virtual sensors to provide expanded downhole instrumentation for electrical submersible pumps (ESPs)
US6857474B2 (en) * 2001-10-02 2005-02-22 Lufkin Industries, Inc. Methods, apparatus and products useful in the operation of a sucker rod pump during the production of hydrocarbons
MXPA04005322A (es) 2001-12-03 2005-03-31 Abb Inc Metodo y aparato de control de velocidad con biela economizadora.
CA2614817C (en) 2002-09-27 2010-03-23 Unico, Inc. Rod pump control system including parameter estimator
US7168924B2 (en) * 2002-09-27 2007-01-30 Unico, Inc. Rod pump control system including parameter estimator
US6890156B2 (en) 2002-11-01 2005-05-10 Polyphase Engineered Controls Reciprocating pump control system
CN100378291C (zh) * 2003-04-10 2008-04-02 哈尔滨市五环电器设备制造公司 抽油机周期变速拖动节能法
US7500390B2 (en) 2005-06-29 2009-03-10 Weatherford/Lamb, Inc. Method for estimating pump efficiency

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101806201A (zh) * 2010-03-25 2010-08-18 徐荣恩 自平衡蓄能抽油机
CN101806201B (zh) * 2010-03-25 2012-11-21 徐荣恩 自平衡蓄能抽油机
US10408206B2 (en) 2014-07-01 2019-09-10 Bristol, Inc. Methods and apparatus to determine parameters of a pumping unit for use with wells

Also Published As

Publication number Publication date
CN101305187A (zh) 2008-11-12
CA2526345C (en) 2011-03-01
US9033676B2 (en) 2015-05-19
RU2381384C1 (ru) 2010-02-10
US20130151216A1 (en) 2013-06-13
CA2526345A1 (en) 2007-04-13
WO2007041823A1 (en) 2007-04-19
WO2007041823A8 (en) 2007-09-13
US20080240930A1 (en) 2008-10-02
CN101305187B (zh) 2010-12-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2008118534A (ru) Способ и система управления перемещением штока в системе откачки флюида из скважины
US8444393B2 (en) Rod pump control system including parameter estimator
US4490094A (en) Method for monitoring an oil well pumping unit
EP2917472B1 (en) Apparatus and method of referencing a sucker rod pump
CA1294022C (en) Method and apparatus for controlling a well pumping unit
CA2551257C (en) Method for estimating pump efficiency
CN104133176B (zh) 抽油机电动机动态负荷模拟加载***及模拟加载方法
US10781813B2 (en) Controller for a rod pumping unit and method of operation
CN111810126B (zh) 提高游梁式抽油机泵效的自动控制设备和方法
US20140088875A1 (en) Pumpjack torque fill estimation
Tan et al. Review of variable speed drive technology in beam pumping units for energy-saving
WO2017180839A1 (en) Sucker rod pumping unit and method of operation
Tecle et al. A review on sucker rod pump monitoring and diagnostic system
WO2018212848A1 (en) Downhole dynamometer and method of operation
CN103560744B (zh) 一种基于功率预测的变速拖动曲线优化控制方法
US20220228473A1 (en) Sucker rod pump automated control method and system
CA2614817C (en) Rod pump control system including parameter estimator
Zyuzev et al. SRPU balance monitoring by wattmeter card
Gibbs et al. Inferring power consumption and electrical performance from motor speed in oil-well pumping units
Semenov et al. Modeling induction motor driven sucker rod pump in MATLAB simscape
US20220090594A1 (en) Hydraulic fracturing pump control system
CN112270051B (zh) 一种碳纤维抽油杆杆柱优化及工况诊断方法
CN115012910A (zh) 用于电参转示功图的曲柄平衡抽油机参数估计方法
Ma Simulation Research on Dynamic Characteristics of High-Pressure Variable Piston Pump on AMESim Simulation Platform Based on Human-Computer Interaction Technology

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181014