Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса



Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса
Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса

 


Владельцы патента RU 2615548:

ПЕТРОЧАЙНА КОМПАНИ ЛИМИТЕД (CN)

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение эффективности перекачивания нефти из пласта. Предложен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, характеризующийся тем, что предусматривает: определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса; определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера; определение сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера; определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера; и согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники, к которой относится настоящее изобретение

Настоящее изобретения относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, и, в частности, к устройству и способу определения силы для скважинного нефтяного насоса.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Штанговая эксплуатация скважины является одним из наиболее распространенных способов механизированной добычи, так как добычу нефти из приблизительно 80% или более всех нефтяных скважин в мире осуществляют при помощи глубинных штанговых насосов. Хотя стоимость скважинных нефтяных насосов не занимает значительную часть общей стоимости всей системы добычи путем штанговой эксплуатации скважины, скважинный нефтяной насос является важным компонентом, который определяет рабочую технологию насосного аппарата, следовательно, рабочие условия скважинного нефтяного насоса сильно влияют на регистрируемый насосный цикл нефтяной скважины. Для того чтобы решить различные проблемы, возникающие во время процессов разработки нефтяных месторождений, такие как вынос песка из скважины, густая нефть, газ, наклонный шахтный ствол и т.п., на базе конструкции стандартного глубинного штангового насоса разрабатываются различные типы специализированных скважинных нефтяных насосов.

На сегодня технология разработки специализированных скважинных нефтяных насосов не является совершенной и все еще требует внесения корректив и модификаций в соответствии с конкретными проблемами, возникающими в реальных условиях, чтобы насосы могли работать лучше для увеличения эффективности перекачивания. В отношении различных типов скважинных нефтяных насосов следует отметить, что для определения специализированного скважинного нефтяного насоса, подходящего для различных нефтяных слоев, необходимо ознакомиться с характеристиками различных насосов путем проведения анализа их физических моделей и исследования соответствующих математических моделей.

Отметим, что приведенное выше введение в уровень техники настоящего изобретения было сделано исключительно для удобства ясного и полного изложения технического решения, раскрываемого в настоящей заявке, а также для удобства понимая специалистом в данной области техники. Это не следует рассматривать как то, что упомянутые выше технические решения широко известны специалистам в данной области техники лишь потому, что эти решения изложены в разделе «Предшествующий уровень техники настоящего изобретения» настоящей заявки.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

Один вариант осуществления настоящего изобретения направлен на предоставление способа и устройства определения силы для скважинного нефтяного насоса, благодаря которым для различных нефтяных слоев может быть выбран подходящий скважинный нефтяной насос.

Согласно этому варианту осуществления способ и устройство определения силы реализованы следующим образом.

Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, содержащего насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз, предусматривающий:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;

определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

определение сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;

согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.

Устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, содержащего насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз, содержащее:

первый процессор, который сконфигурирован для определения, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;

второй процессор, который сконфигурирован для определения силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

третий процессор, который сконфигурирован для определения сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

четвертый процессор, который сконфигурирован для определения третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;

блок выборки для выбора из различных сил, которые описаны выше, силы, соответствующей направлению перемещения, согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер; и

пятый процессор, который сконфигурирован для определения результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.

Способ и устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставляемые в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, могут определить различные силы, которые действуют на насосную штангу и плунжер при функционировании скважинного нефтяного насоса, чтобы согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбрать силу, соответствующую направлению перемещения, для определения результирующей силы, действующей на нижний конец насосной штанги. Таким образом, на основании определенной результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, можно выбрать подходящий скважинный нефтяной насос для различных нефтяных слоев, чтобы увеличить эффективность добычи.

Со ссылками на приведенные ниже описание и фигуры будет подробно изложен конкретный вариант осуществления, в котором раскрывается принцип настоящего изобретения и варианты, в которых настоящее изобретение может быть реализовано. Следует понимать, что этот вариант осуществления не ограничивает объем настоящего изобретения. Этот вариант осуществления настоящего изобретения может включать различные варианты, модификации и эквиваленты в пределах объема и сути прилагаемой формулы изобретения.

Признаки, описанные и/или показанные для одного варианта осуществления, могут быть использованы в одном или нескольких других вариантах осуществления тем же или подобным образом, могут быть объединены с признаками других вариантов осуществления или могут заменять признаки других вариантов осуществления.

Следует отметить, что при использовании в настоящем документе термин «включает/содержит» означает наличие признака, узла, стадии или компонентов, но не исключает возможность наличия или добавления одного или нескольких других признаков, узлов, стадий или компонентов.

Краткое описание чертежей

Прилагаемые чертежи приведены для лучшего понимания варианта осуществления настоящего изобретения и составляют часть настоящего описания, при этом указанные чертежи приведены также для иллюстрации вариантов осуществления настоящего изобретения и интерпретации принципа настоящего изобретения совместно со словесным описанием. Очевидно, что на прилагаемых чертежах в последующем описании раскрыты лишь некоторые варианты осуществления настоящего изобретения, и что на основании настоящего раскрытия специалисты в данной области техники могут получить другие варианты осуществления без приложения каких-либо творческих усилий.

На чертежах представлено следующее:

на фиг. 1 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый стандартным скважинным нефтяным насосом, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 2 представлена блок-схема, на которой изображен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленный в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 3 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый вторым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 4 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый третьим скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 5 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый четвертым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 6 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый пятым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения; и

на фиг. 7 представлено устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленное в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание варианта осуществления

Для того чтобы специалисты в данной области техники лучше поняли предлагаемое техническое решение, здесь и далее техническое решение, присущее вариантам осуществления настоящего изобретения, будет описано ясно и полностью с использованием прилагаемых чертежей, соответствующих вариантам осуществления настоящего изобретения. Очевидно, что описанные варианты осуществления являются лишь частью вариантов осуществления настоящего изобретения, но не всеми вариантами осуществления. Все другие варианты осуществления, полученные специалистами в данной области техники на основе варианта осуществления, раскрытого в настоящей заявке, при условии отсутствия с их стороны каких-либо творческих усилий, будут находиться в пределах объема правовой защиты, раскрытого в настоящей заявке.

На фиг. 1 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый стандартным скважинным нефтяным насосом в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 1, стандартный скважинный нефтяной насос может содержать насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз. На фиг. 2 представлена блок-схема, на которой изображен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленный одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Хотя множество операций, располагающихся в конкретном порядке, включены в приведенное ниже описание процедуры, следует ясно понимать, что процедура может включать меньшее или большее количество операций, а также что операции могут выполняться последовательно или параллельно (например, с использованием среды с параллельными процессорами или многопоточной обработкой). Как изображено на фиг. 2, указанный способ может предусматривать:

S1: определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса.

В качестве примера возьмем стандартный насос, изображенный на фиг. 1, плунжер 3 непосредственно прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса 2, клапанное отверстие 7 для установки нагнетательного клапана 4 выполнено в нижней поверхности плунжера 3, и всасывающий клапан 5 расположен в нижней части стенки цилиндра скважинного нефтяного насоса 2, и когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, так как объем внутреннего пространства скважинного нефтяного насоса 2 увеличивается, интенсивность давления снижается, в результате чего всасывающий клапан 5 может быть поднят жидкостью, находящейся в нефтяной скважине, при этом жидкость, находящаяся в нефтяной скважине, может войти в скважинный нефтяной насос 2. В это время, так как насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, на верхнюю поверхность плунжера 3 может воздействовать давление, оказываемое столбом жидкости, при этом указанное давление может быть первым давлением, оказываемым столбом жидкости на плунжер. Кроме того, интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса может также генерировать усилие, воздействующее на верхнюю поверхность плунжера 3, при этом указанное давление может быть вторым давлением. Между тем, когда внутри скважинного нефтяного насоса 2 находится столб жидкости, на плунжер 3 будет также воздействовать сила инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса в процессе движения, и сила инерции обычно связана с ходом и частотой хода плунжера 3. Описанные выше первое давление, второе давление и сила инерции - все направлены вниз. В частности, согласно одному предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения первое давление, второе давление и сила инерции в стандартном насосе, изображенном на фиг. 1, могут быть представлены в соответствии со следующими формулами:

где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 3, Fhu1 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса 2 на плунжер 3, Pout1 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса 2, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера 3, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 1;

где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 3, S1 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 1 перемещает вверх плунжер 3, r1 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N1 представляет собой частоту хода, ε1 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости.

На фиг. 3 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый вторым скважинным нефтяным насосом в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 3, во втором скважинном нефтяном насосе плунжер 22 соединен со стенкой 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса, стенка 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса может обхватывать нефтяную трубу 24 с обеспечением возможности перемещения вверх и вниз, всасывающий клапан 26 расположен на верхнем торце нефтяной трубы 24, и нагнетательный клапан 25 расположен в плунжере 22. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вверх, всасывающий клапан 26 может быть поднят жидкостью, находящейся в нефтяной трубе 24, а нагнетательный клапан 25 может перекрывать клапанное отверстие. Таким образом, на верхнюю поверхность плунжера 22 может также воздействовать первое давление, оказываемое столбом жидкости, интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса может также генерировать второе давление, которое действует на верхнюю поверхность плунжера 22, столб жидкости в скважинном нефтяном насосе также генерирует силу инерции, которая действует на цилиндр насоса, при этом согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения упомянутые выше первое давление, второе давление и сила инерции все направлены вниз. Первое давление, второе давление и сила инерции могут быть представлены в соответствии со следующими формулами:

где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 22, Fhu3 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер 22, Pout3 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Ap3 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера 22, ArM3 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 21;

где Iu3 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер 22, S3 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 21 перемещает вверх плунжер 22, r3 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N3 представляет собой частоту хода, ε3 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости.

На фиг. 4 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый третьим скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 4, плунжер содержит верхний плунжер 32 и нижний плунжер 33, которые соединены друг с другом и образуют Т-образную деталь, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера 33 меньше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера 32, верхний плунжер 32 непосредственно прилегает к стенке 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между нижним плунжером 33 и стенкой 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в нижнем конце полости находится уплотнительный узел 35, характеризующийся заданной толщиной между нижним плунжером 33 и стенкой 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан 36 находится в верхнем плунжере 32, и всасывающий клапан 39 находится в нижнем плунжере 33. Таким образом, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вверх, объем полости увеличится, тем самым вызывая снижение интенсивности давления в полости и нижнем плунжере 33, жидкость переместит всасывающий клапан 37 вверх от нижнего конца 38 нижнего плунжера 33, после чего жидкость войдет в полость и нижний плунжер 33 через отверстие 39 всасывающего клапана 37. Поскольку на верхнюю поверхность верхнего плунжера 32 действует усилие, прикладываемое столбом жидкости и интенсивностью давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан 37 закрывает отверстие нагнетательного клапана. Таким образом, на верхнюю поверхность верхнего плунжера 32 может действовать первое давление, оказываемое столбом жидкости, и на верхнюю поверхность верхнего плунжера 32 может также действовать второе давление, возникающее в результате воздействия интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, и сила инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса. Кроме того, столб жидкости в полости может генерировать силу вязкого сопротивления движению нижнего плунжера 33, следовательно, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения способ определения силы для скважинного нефтяного насоса может дополнительно предусматривать:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, силы вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер.

Таким образом, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения первое давление, второе давление, сила инерции и сила вязкого сопротивления могут быть определены в соответствии со следующими формулами:

представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер 32, Fhu5 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер 32, Pout5 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Ap5 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера 32, ArM5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 31;

где Iu5 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер 32, S5 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 31 перемещает вверх плунжер, r5 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N5 представляет собой частоту хода, ε5 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

где представляет собой силу вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер 33, L представляет собой длину нижнего плунжера 33, K представляет собой отношение диаметра внутренней стенки нефтяной трубы к диаметру нижнего плунжера 33, представляет собой вязкость текучей среды в нефтяной трубе, S5 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга 31 перемещает вверх плунжер, N5 представляет собой частоту хода.

Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения первое давление, второе давление, сила инерции и сила вязкого сопротивления все направлены вниз.

На фиг. 5 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый четвертым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 5, плунжер содержит верхний плунжер 42 и нижний плунжер 43, которые соединены друг с другом и образуют деталь в форме перевернутого Т, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера 43 больше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера 42, нижний плунжер 43 непосредственно прилегает к стенке 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между верхним плунжером 42 и стенкой 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем конце полости находится уплотнительный узел 48, характеризующийся заданной толщиной между верхним плунжером 42 и стенкой 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан 45 находится в верхнем плунжере 42, и всасывающий клапан 39 находится на границе верхнего плунжера 42 и нижнего плунжера 43. Таким образом, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, объем полости уменьшается, тем самым вызывая увеличение интенсивности давления в полости и верхнем плунжере 42, в результате чего жидкость может поднять нагнетательный клапан 45 и может быть выпущена из отверстия 49 нагнетательного клапана 45. Поскольку интенсивность давления в полости и верхнем плунжере 42 на данном этапе является большой, всасывающий клапан 46 может блокировать свое клапанное отверстие под воздействием указанной интенсивности давления. Таким образом, на верхнюю поверхность нижнего плунжера 43 может воздействовать первое давление, оказываемое столбом жидкости в полости и верхнем плунжере 42, причем на данном этапе интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса передается через столб жидкости на верхнюю поверхность нижнего плунжера 43, в результате чего интенсивность давления в выпускном отверстии насоса может генерировать второе давление, воздействующее на верхнюю поверхность нижнего плунжера 43, и столб жидкости в полости может также генерировать силу инерции, воздействующую на стенку 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, при этом упомянутые выше первое давление, второе давление и сила инерции все направлены вниз и могут быть определены в соответствии со следующими формулами:

где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер 43, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H7 представляет собой глубину спуска насоса;

где Fhu7 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на нижний плунжер, Ph7 представляет собой противодавление на устье скважины, Abp7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера;

где Iu7 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер, S7 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r7 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N7 представляет собой частоту хода, ε7 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости.

На фиг. 6 представлена структурная схема, на которой изображен ход вверх и вниз, осуществляемый пятым скважинным нефтяным насосом, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 6, плунжер содержит верхний плунжер 52 и нижний плунжер 53, которые соединены друг с другом и образуют деталь в форме перевернутого Т, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера 53 больше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера 52, нижний плунжер 53 непосредственно прилегает к стенке 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между верхним плунжером 52 и стенкой 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем конце полости находится уплотнительный узел 510, характеризующийся заданной толщиной между верхним плунжером 52 и стенкой 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем плунжере 52 установлен нагнетательный клапан 58 первого уровня, в нижнем плунжере 53 установлен нагнетательный клапан 57 второго уровня, и всасывающий клапан 55 установлен в нижней стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса. В этом случае, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вверх, хотя объем полости и становится меньше, жидкость в полости может быть выпущена через сквозное отверстие 59, в результате чего интенсивность давления в полости поддерживается неизменной. Когда плунжер поднимается, объем пространства под нижним плунжером 53 увеличивается, вызывая снижение интенсивности давления, в результате чего жидкость в нефтяной скважине может пройти через всасывающий клапан 55 и войти в скважинный нефтяной насос через отверстие 56 всасывающего клапана 55. Таким образом, на верхнюю поверхность верхнего плунжера 52 может также действовать первое давление, оказываемое столбом жидкости, кроме того, на верхнюю поверхность верхнего плунжера 52 может также действовать второе давление, возникающее в результате воздействия интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, при этом может быть также сгенерирована сила инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса. Кроме того, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения столб жидкости в полости может генерировать седьмое давление, воздействующее на верхнюю поверхность нижнего плунжера 53, следовательно, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения способ определения силы для скважинного нефтяного насоса может дополнительно предусматривать:

определение, в процессе перемещения насосной штангой плунжера, седьмого давления, оказываемого столбом жидкости в полости на нижний плунжер.

В частности, согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения упомянутые выше первое давление, второе давление, сила инерции и седьмое давление могут быть выражены следующими формулами:

где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер 52, Fhu9 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер 52, Pout9 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера 52, ArM9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги 51;

, где Iu9 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер,S9 представляет собой ход, совершаемый насосной штангой при перемещении плунжера вверх, r9 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N9 представляет собой частоту хода, ε9 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

где Fas представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер 53, Pc9 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H9 представляет собой глубину спуска насоса, Hd9 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера.

Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, на верхнюю поверхность нижнего плунжера 53 может также воздействовать седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости, и, в частности, когда плунжер движется вниз, седьмое давление может быть выражено следующим образом:

где Fas2 представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер, Pc10 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H10 представляет собой глубину спуска насоса, Hd10 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера.

S2: определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера.

На стадии S1 проводили анализ пяти различных скважинных нефтяных насосов, и ниже будет приведен дальнейший анализ пяти скважинных нефтяных насосов. В стандартном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 1, плунжер 3 в процессе перемещения взаимодействует со стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, которая может быть выражена следующим образом:

, где Fp представляет собой силу трения, которая возникает между плунжером 3 и стенкой цилиндра насоса, dp представляет собой диаметр плунжера, de представляет собой зазор между плунжером и стенкой цилиндра насоса.

Когда плунжер 3 перемещается вверх, сила трения действует в направлении вниз; и когда плунжер 3 перемещается вниз, сила трения действует в направлении вверх.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения во втором скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 3, в процессе перемещения плунжера 22 он может вызывать сдвиг стенки 23 цилиндра скважинного нефтяного насоса относительно нефтяной трубы 24, в результате чего возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сила трения между стенкой 23 цилиндра насоса и нефтяной трубой 24 может быть выражена следующим образом:

, где Fpt представляет собой силу трения, которая возникает между стенкой 23 цилиндра насоса и нефтяной трубой 24, dp3 представляет собой диаметр плунжера 22, de3 представляет собой зазор между стенкой 23 цилиндра насоса и нефтяной трубой 24.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в третьем скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 4, в процессе перемещения плунжера верхний плунжер 32 может взаимодействовать со стенкой 34 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, а нижний плунжер 33 может взаимодействовать с уплотнительным узлом 35, в результате чего также возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения две силы трения могут быть выражены следующим образом:

, где Fp1 представляет собой силу трения, которая возникает между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, ddp представляет собой диаметр верхнего плунжера, de5 представляет собой зазор между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где Fp2 представляет собой силу трения, которая возникает между нижним плунжером и уплотнительным узлом, dsp представляет собой диаметр нижнего плунжера, de6 представляет собой зазор между нижним плунжером и уплотнительным узлом.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в четвертом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 5, в процессе перемещения плунжера нижний плунжер 43 может взаимодействовать со стенкой 44 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, а верхний плунжер 42 может взаимодействовать с уплотнительным узлом 48, в результате чего также возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения две эти силы трения могут быть выражены следующим образом:

, где Fp7 представляет собой силу трения, которая возникает между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, dbp7 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de7 представляет собой зазор между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где Fp8 представляет собой силу трения, которая возникает между верхним плунжером и уплотнительным узлом, dsp7 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de8 представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в пятом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 6, в процессе перемещения плунжера нижний плунжер 53 может взаимодействовать со стенкой 54 цилиндра скважинного нефтяного насоса, в результате чего возникает сила трения, а верхний плунжер 52 может взаимодействовать с уплотнительным узлом 510, в результате чего также возникает сила трения. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения две эти силы трения могут быть выражены следующим образом:

, где Fp9 представляет собой силу трения, которая возникает между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, dbp9 представляет собой диаметр нижнего плунжера, de9 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где Fps представляет собой силу трения, которая возникает между верхним плунжером и уплотнительным узлом, dsp9 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de10 представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом.

S3: определение сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера.

В процессе перемещения насосной штангой плунжера всасывающий клапан или нагнетательный клапан могут быть открыты или закрыты в зависимости от различных направлений перемещения, тем самым создавая сопротивление при протекании жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и, кроме того, при перемещении насосной штанги столб жидкости в скважинном нефтяном насосе может вызывать силу вдавливания, действующую на насосную штангу.

Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения в стандартном скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 1, когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вниз, так как объем пространства внутри скважинного нефтяного насоса уменьшается, интенсивность давления увеличивается, в результате чего всасывающий клапан 5 закрывает отверстие 6 всасывающего клапана, и жидкость в скважинном нефтяном насосе может прорваться через нагнетательный клапан 4 и пройти через клапанное отверстие 7, при этом на плунжере может возникать сопротивление при прохождении жидкости через клапанное отверстие 7. Кроме того, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать силу вдавливания, действующую на нижний конец насосной штанги. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:

, где представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S2 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N2 представляет собой частоту хода, μ2 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

, где Fr1 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Pout1 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения во втором скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 3, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вниз, на плунжер также может воздействовать сопротивление, обусловленное прохождением жидкости через отверстие 28 нагнетательного клапана 25, и сила вдавливания, с которой жидкость в скважинном нефтяном насосе действует на насосную штангу 21. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:

, где представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, Ap3 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S4 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N4 представляет собой частоту хода, μ4 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

, где For4 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Pout4 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM3 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в третьем скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 4, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, на плунжер также может воздействовать сопротивление, обусловленное прохождением жидкости через отверстие 310 нагнетательного клапана 36, и сила вдавливания, с которой жидкость в скважинном нефтяном насосе действует на насосную штангу 31. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:

, где представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, ASP5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S6 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N6 представляет собой частоту хода, μ6 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

где For5 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Pout5 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Кроме того, так как всасывающий клапан 37 расположен в нижнем плунжере 33, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, жидкость в полости и нижнем плунжере 33 может генерировать пятое давление, воздействующее на всасьтающий клапан 37. Согласно этому варианту осуществления способ определения силы для скважинного нефтяного насоса дополнительно предусматривает:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вниз, пятого давления, которое воздействует на всасывающий клапан в нижнем плунжере.

В частности, пятое давлением может быть выражено следующим образом:

где представляет собой пятое давление, которое воздействует на всасывающий клапан в нижнем плунжере, Ph5 представляет собой противодавление на устье скважины, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера.

Пятое давление действует в направлении, отличающемся от направления упомянутых выше сопротивления и силы вдавливания.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в четвертом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 5, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, так как объем полости уменьшается, интенсивность давления увеличивается, в результате чего жидкость приподнимает нагнетательный клапан и проходит через отверстие 49 нагнетательного клапана 45. Таким образом, на плунжер может воздействовать сопротивление, генерируемое при протекании жидкости через клапанное отверстие 49, и сила вдавливания, с которой жидкость действует на насосную штангу 41. Сопротивление и сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:

, где представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Aps7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S7 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N7 представляет собой частоту хода, μ7 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

где For7 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Pout7 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вниз, так как объем полости увеличивается, жидкость может приподнять всасывающий клапан 46 и протекать через отверстие 47 всасывающего клапана для попадания в верхний плунжер 42, и нагнетательный клапан 45 может перекрыть свое отверстие 49 под воздействие интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса. Следовательно, на нагнетательный клапан 45 может воздействовать шестое давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса. Таким образом, согласно этому варианту осуществления способ определения силы для скважинного нефтяного насоса дополнительно предусматривает:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вниз, шестого давления, которое воздействует на нагнетательный клапан в верхнем плунжере.

В частности, шестое давлением может быть выражено следующим образом:

где Fout представляет собой шестое давление, которое воздействует на нагнетательный клапан в верхнем плунжере, Pout8 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Asp7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ArM7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в пятом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 6, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, на плунжер могут также воздействовать сумма сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие 512 нагнетательного клапана 58 первого уровня, и сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие 511 нагнетательного клапана 57 второго уровня, и сила вдавливания, с которой жидкость действует на насосную штангу 51. В частности, сумма сопротивлений, а также сила вдавливания могут быть выражены следующим образом:

где представляет собой сумму сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие нагнетательного клапана первого уровня, и сопротивления, обусловленного прохождением жидкости через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силу тяжести, представляет собой площадь сечения потока через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, S10 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N10 представляет собой частоту хода, μ10 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана второго уровня, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, μ11 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана первого уровня, представляет собой площадь сечения потока через отверстие нагнетательного клапана первого уровня;

где For10 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Pout10 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

S4: определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера.

В процессе перемещении насосной штангой плунжера интенсивность давления в скважинном нефтяном насосе может действовать на плунжер и генерировать третье давление, а противодавление на устье нефтяной скважины может также генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги.

Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения в стандартном скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 1, когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 3. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:

где Fi1 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, Pc1 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H1 представляет собой глубину спуска насоса, Hd1 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S1 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N1 представляет собой частоту хода, μ1 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.

Когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вниз, противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 1. В частности, четвертое давление может быть выражено следующим образом:

где Fhd1 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, Ph1 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения во втором скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 3, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать второе давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 22. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:

где представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, Pc3 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Ap3 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H3 представляет собой глубину спуска насоса, Hd3 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S3 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N3 представляет собой частоту хода, μ3 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.

Когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вниз, противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 21. В частности, четвертое давление может быть выражено следующим образом:

где Fhd4 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, Ph4 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM3 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в третьем скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 4, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 32. Здесь опорную поверхность всасывающего клапана 37 можно рассматривать в качестве нижней поверхности нижнего плунжера 32. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:

где Fi5 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, Pc5 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H5 представляет собой глубину спуска насоса, Hd5 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S5 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N5 представляет собой частоту хода, μ5 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.

Когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, интенсивность давления в скважинном нефтяном насосе может также генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность верхнего плунжера 32, при этом противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 31. В частности, третье давление и четвертое давление могут быть выражены следующим образом:

где Fi6 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, Pc6 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H6 представляет собой глубину спуска насоса, Hd6 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S6 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N6 представляет собой частоту хода, μ6 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

где Fhd5 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, Ph5 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в четвертом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 5, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность верхнего плунжера 42. Здесь опорную поверхность всасывающего клапана 45 можно рассматривать в качестве нижней поверхности верхнего плунжера 42. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:

где Fi7 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, Pc7 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, представляет собой постоянную силы тяжести, H7 представляет собой глубину спуска насоса, Hd7 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S7 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N7 представляет собой частоту хода, μ7 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения в пятом скважинном нефтяном насосе, изображенном на фиг. 6, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вверх, жидкость в скважинном нефтяном насосе может генерировать третье давление, воздействующее на нижнюю поверхность плунжера 53. В частности, третье давление может быть выражено следующим образом:

где Fi9 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, Pc9 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, представляет собой постоянную силы тяжести, H9 представляет собой глубину спуска насоса, Hd9 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S9 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N9 представляет собой частоту хода, μ9 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана.

Когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, противодавление на устье нефтяной скважины может генерировать четвертое давление, воздействующее на нижнюю поверхность насосной штанги 51. В частности, четвертое давление может быть выражено следующим образом:

где Fhd10 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, Ph10 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

S5: согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.

При проведении анализа стадий 1-4 становится очевидным, что в зависимости от различных направлений, в которых насосная штанга перемещает плунжер, на него могут действовать различные силы. Согласно одному варианту настоящего изобретения существует возможность согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбрать из различных сил, которые описаны выше, силу, которая соответствует направлению перемещения, и определить результирующую силу, воздействующую на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы. Так как нижний конец насосной штанги соединен с плунжером, в настоящем документе результирующая сила, которая действует на нижний конец насосной штанги, может рассматриваться в качестве результирующей силы, которая действует на весь плунжер. В частности, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения для стандартного скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 1, когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 1, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr1 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu1 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, Fp представляют собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, Iu1 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, Fi1 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;

когда насосная штанга 1 перемещает плунжер 3 вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 1, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr2 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fp представляет собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fhd1 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For1 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для второго скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 3, когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 21, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr3 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu3 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, Fpt представляют собой силу трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой, Iu3 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, Fi3 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;

когда насосная штанга 21 перемещает плунжер 22 вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 21, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr4 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fpt представляет собой силу трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой, Fhd4 представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fhd4 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For4 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для третьего скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 4, когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 31, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr5 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu5 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер, Fp1 представляют собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp2 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом, Iu5 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, представляет собой силу вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер, Fi5 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер;

когда насосная штанга 31 перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 31, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr6 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fi6 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, Fp1 представляют собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp2 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом, представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fhd5 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For5 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, представляет собой пятое давление, воздействующее на нагнетательный клапан, находящийся в нижнем плунжере.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для четвертого скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 5, когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 41, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr1 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер, Fhu7 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на нижний плунжер, Fp7 представляют собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp8 представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Iu7 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, For7 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Fi7 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер;

когда насосная штанга 41 перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr8 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fi8 представляет собой третью силу, обусловленную воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер, Fp7 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp8 представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Fout представляет собой шестое давление, воздействующее на нагнетательный клапан, находящийся в верхнем плунжере.

Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения для пятого скважинного нефтяного насоса, изображенного на фиг. 6, когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 51, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr9 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu9 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер, Fp9 представляют собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fps представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Fas представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер, Iu9 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, Fi9 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер;

когда насосная штанга 51 перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги 51, определяют в соответствии со следующей формулой:

где Fr10 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fp9 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fps представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, представляет собой сумму сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана первого уровня, и сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, Fhd10 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For10 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Fas2 представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер.

Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса. Скважинный нефтяной насос содержит насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга может перемещать плунжер вверх и вниз. На фиг. 7 представлено устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставленное в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Как изображено на фиг. 7, указанное устройство содержит:

первый процессор 100, который сконфигурирован для определения, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;

второй процессор 200, который сконфигурирован для определения силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

третий процессор 300, который сконфигурирован для определения сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

четвертый процессор 400, который сконфигурирован для определения третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;

блок 500 выборки для выбора из различных сил, которые описаны выше, силы, соответствующей направлению перемещения, согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер;

пятый процессор 600, который сконфигурирован для определения результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы.

В частности, устройство определения силы, предложенное в этом варианте осуществления настоящего изобретения, может быть снабжено блоками вычисления для скважинного нефтяного насоса в соответствии со стадиями S1-S5, при этом формулы для вычисления, используемые в блоках вычисления, аналогичны формулам, используемым на стадиях S1-S5, и, следовательно, не будут повторяться в настоящем документе.

Способ и устройство определения силы для скважинного нефтяного насоса, предоставляемые в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, могут определить различные силы, которые действуют на насосную штангу и плунжер при функционировании скважинного нефтяного насоса, чтобы в соответствии с направлением, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбрать силу, соответствующую направлению перемещения, для определения результирующей силы, действующей на нижний конец насосной штанги. Таким образом, на основании определенной результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, можно выбрать подходящий скважинный нефтяной насос для различных нефтяных слоев с тем, чтобы увеличить эффективность добычи.

Представленное выше описание различных вариантов осуществления настоящего изобретения приведено для лучшего понимания специалистами в данной области техники сущности настоящего изобретения. Представленное выше описание не ограничивает настоящее изобретение отдельно изложенными вариантами осуществления. Как описано выше, очевидно, что специалист в данной области техники может внести различные модификации и замены в представленные варианты осуществления. Следовательно, хотя некоторые альтернативные варианты осуществления были конкретно рассмотрены, другие варианты осуществления будут очевидны или будут относительно легко получены специалистами в данной области техники. Предполагается, что раскрытое в настоящем документе изобретение включает все замены, модификации и варианты, которые были рассмотрены выше, а также другие варианты осуществления, которые находятся в рамках сути и объема настоящего описания.

1. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, содержащего насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга выполнена с возможностью перемещения плунжера вверх и вниз, отличающийся тем, что предусматривает:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;

определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

определение сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера; и

согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы, где

в случае, когда плунжер непосредственно прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса, клапанное отверстие для установки нагнетательного клапана выполнено в нижней поверхности плунжера, и всасывающий клапан расположен в нижней части стенки цилиндра скважинного нефтяного насоса,

когда насосная штанга перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr1=Fl1+Fhu1+Fp+Iu1-Fi1,

где Fr1 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fl1 представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu1 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, Fp представляют собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, Iu1 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, Fi1 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;

где

Fhu1+Fl1=Pout1×(Ap1-ArM1), где Pout1 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где dp представляет собой диаметр плунжера, de представляет собой зазор между плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, S1 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r1 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, l1 представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N1 представляет собой частоту хода, ε1 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

, где Pc1 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl1 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H1 представляет собой глубину спуска насоса, Hd1 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, ƒ01 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S1 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N1 представляет собой частоту хода, μ1 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана;

когда насосная штанга перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr2=Fp+Fbv1+Fhd1+For1,

где Fr2 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fp представляет собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fbv1 представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fhd1 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For1 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу;

где

, где представляет собой диаметр плунжера, de представляет собой зазор между плунжером и стенкой цилиндра насоса;

Fnd1=Ph1ArM1, где Ph1 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM1 представляет собой площадь нижнего поперечного сечения скважинного нефтяного насоса;

, где представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, ƒ02 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S2 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N2 представляет собой частоту хода, μ2 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

For1=Pout1×ArM1, где Pout1 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

2. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 1, отличающийся тем, что в случае, когда плунжер соединен со стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, стенка цилиндра скважинного нефтяного насоса может обхватывать нефтяную трубу с обеспечением возможности перемещения вверх и вниз, при этом всасывающий клапан расположен на верхнем торце нефтяной трубы, и нагнетательный клапан расположен в плунжере, и сила трения, генерируемая в процессе перемещения насосной штангой плунжера, является силой трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой;

соответственно, когда насосная штанга перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr3=Fl3+Fhu3+Iu3+Fpt-Fi3,

где Fr3 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fl3 представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu3 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, Fpt представляют собой силу трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой, Iu3 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, Fi3 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;

где

Fhu3+Fl3=Pout3×(Ap3-ArM3), где Pout3 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Ap3 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, ArM3 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где dp3 представляет собой диаметр плунжера, de3 представляет собой зазор между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой;

, где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, S3 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r3 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, l3 представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N3 представляет собой частоту хода, ε3 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

, где Рс3 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl3 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Ap3 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H3 представляет собой глубину спуска насоса, Hd3 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, ƒ03 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S3 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N3 представляет собой частоту хода, μ3 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана;

когда насосная штанга перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr4=Fpt+Fbv4+Fhd4+For4,

где Fr4 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fpt представляет собой силу трения между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой, Fbv4 представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fhd4 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For4 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу;

где

, где dp3 представляет собой диаметр плунжера, de3 представляет собой зазор между стенкой цилиндра насоса и нефтяной трубой;

Fnd4=Ph4ArM3, где Ph4 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM3 представляет собой площадь нижнего поперечного сечения скважинного нефтяного насоса;

, где представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, ƒ04 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, Ap4 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S4 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N4 представляет собой частоту хода, μ4 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

For4=Pout4×ArM3, где Pout4 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM3 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

3. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 1, отличающийся тем, что в случае, когда плунжер содержит верхний плунжер и нижний плунжер, которые соединены друг с другом и образуют Т-образную деталь, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера меньше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера, при этом верхний плунжер прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между нижним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, в нижнем конце полости находится уплотнительный узел, характеризующийся заданной толщиной между нижним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан находится в верхнем плунжере, и всасывающий клапан находится в нижнем плунжере, причем перед стадией, на которой согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбирают среди различных сил, упомянутых выше, силу, соответствующую направлению перемещения, и определяют результирующую силу, действующую на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы, указанный способ дополнительно предусматривает:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, силы вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер;

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вниз, пятого давления, которое воздействует на всасывающий клапан в нижнем плунжере.

4. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 3, отличающийся тем, что сила трения, генерируемая в процессе перемещения насосной штангой плунжера, по меньшей мере, включает силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, а также силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом;

соответственно, когда насосная штанга перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr5=Fl5+Fhu5+Iu5+Fp1+Fp2+Flp-Fi5,

где Fr5 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fl5 представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu5 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер, Fp1 представляют собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp2 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом, Iu5 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, Flp представляет собой силу вязкого сопротивления, с которой столб жидкости в полости действует на нижний плунжер, Fi5 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер;

где

Fhu5+Fl5=Pout5×(Ap5-ArM5), где Pout5 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Ap5 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ArM5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где ddp представляет собой диаметр верхнего плунжера, de5 представляет собой зазор между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где dsp представляет собой диаметр нижнего плунжера, de6 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер, S5 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r5 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, l5 представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N5 представляет собой частоту хода, ε5 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

, где L представляет собой длину нижнего плунжера, K представляет собой отношение диаметра внутренней стенки нефтяной трубы к диаметру нижнего плунжера, μ1 представляет собой вязкость текучей среды в нефтяной трубе, S5 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, N5 представляет собой частоту хода;

, где Рс5 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl5 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H5 представляет собой глубину спуска насоса, Hd5 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, ƒ05 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S5 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N5 представляет собой частоту хода, μ5 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана;

когда насосная штанга перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr6=Fi6+Fp1+Fp2+Fbv5+Fhd5+For5-Fƒk,

где Fr6 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fi6 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер, Fp1 представляют собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp2 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и уплотнительным узлом, Fbv5 представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fbv5 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For5 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Fƒk представляет собой пятое давление, воздействующее на нагнетательный клапан, находящийся в нижнем плунжере;

где

, где Pc6 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl5 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H6 представляет собой глубину спуска насоса, Hd6 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, ƒ06 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S6 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N6 представляет собой частоту хода, μ6 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

, где ddp представляет собой диаметр верхнего плунжера, de5 представляет собой зазор между верхним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где dsp представляет собой диаметр нижнего плунжера, de6 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

Fnd5=Ph5ArM5, где Ph5 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM5 представляет собой площадь нижнего поперечного сечения скважинного нефтяного насоса;

, где представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, ƒ06 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S6 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N6 представляет собой частоту хода, μ6 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

For5=Pout5×ArM5, Где Pout5 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

Fƒk-(Ph5l5gH)×Asp5, где Ph5 представляет собой противодавление на устье скважины, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, g представляет собой постоянную силы тяжести, H представляет собой глубину спуска насоса, Asp5 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера.

5. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 1, отличающийся тем, что в случае, когда плунжер содержит верхний плунжер и нижний плунжер, которые соединены друг с другом и образуют деталь в форме перевернутого Т, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера больше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера, при этом нижний плунжер прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между верхним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем конце полости находится уплотнительный узел, характеризующийся заданной толщиной между верхним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, нагнетательный клапан находится в верхнем плунжере, и всасывающий клапан находится на границе верхнего плунжера и нижнего плунжера, причем перед стадией, на которой согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбирают среди различных сил, упомянутых выше, силу, соответствующую направлению перемещения, и определяют результирующую силу, действующую на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы, указанный способ дополнительно предусматривает:

определение, при перемещении насосной штангой плунжера вниз, шестого давления, которое воздействует на нагнетательный клапан в верхнем плунжере.

6. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 5, отличающийся тем, что сила трения, генерируемая в процессе перемещения насосной штангой плунжера, по меньшей мере, включает силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, а также силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом;

соответственно, когда насосная штанга перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr7=Fl7+Fhu7+Iu7+Fp7+Fp8+Fbv7-For7-Fi7,

где Fr7 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fl7 представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер, Fhu7 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на нижний плунжер, Fp7 представляют собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp8 представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Iu7 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, Fbv7 представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, For7 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Fi7 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на верхний плунжер;

где

Fl7l7gH7Abp7, где ρl7 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H7 представляет собой глубину спуска насоса;

Fhu7=Ph7Abp7, где Ph7 представляет собой противодавление на устье скважины, Abp7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера;

, где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на нижний плунжер, S7 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r7 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, l7 представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N7 представляет собой частоту хода, ε7 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

, где dbp7 представляет собой диаметр нижнего плунжера, de7 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где dsp7 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de8 представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом;

, где представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Asp7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ƒ07 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S7 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N7 представляет собой частоту хода, μ7 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

For7=Pout7×ArM7, где Pout7 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где Pc7 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl7 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, g представляет собой постоянную силы тяжести, H7 представляет собой глубину спуска насоса, Hd7 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ƒ07 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, S7 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N7 представляет собой частоту хода, μ7 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

когда насосная штанга перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr8=Fi8+Fp7+Fp8+Fout

где Fr8 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fi8 представляет собой третью силу, обусловленную воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер, Fp7 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fp8 представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Fout представляет собой шестое давление, воздействующее на нагнетательный клапан, находящийся в верхнем плунжере;

где

, где Pc8 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, g представляет собой постоянную силы тяжести, H8 представляет собой глубину спуска насоса, Hd8 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ƒ08 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S8 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N8 представляет собой частоту хода, μ8 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана;

, где dbp7 представляет собой диаметр нижнего плунжера, de7 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где dsp7 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de8 представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом;

Fout=Pout8×(Asp7-ArM7), где Pout8 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Asp7 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ArM7 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.

7. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 1, отличающийся тем, что в случае, когда плунжер содержит верхний плунжер и нижний плунжер, которые соединены друг с другом и образуют деталь в форме перевернутого Т, диаметр поперечного сечения нижнего плунжера больше диаметра поперечного сечения верхнего плунжера, при этом нижний плунжер прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса, полость сформирована между верхним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем конце полости находится уплотнительный узел, характеризующийся заданной толщиной между верхним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, в верхнем плунжере установлен нагнетательный клапан первого уровня, в нижнем плунжере установлен нагнетательный клапан второго уровня, и всасывающий клапан установлен в нижней стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса, причем перед стадией, на которой согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбирают среди различных сил, упомянутых выше, силу, соответствующую направлению перемещения, и определяют результирующую силу, действующую на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы, указанный способ дополнительно предусматривает:

определение, в процессе перемещения насосной штангой плунжера, седьмого давления, оказываемого столбом жидкости в полости на нижний плунжер.

8. Способ определения силы для скважинного нефтяного насоса по п. 7, отличающийся тем, что сила трения, генерируемая в процессе перемещения насосной штангой плунжера, по меньшей мере, включает силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра скважинного нефтяного насоса, а также силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом;

соответственно, когда насосная штанга перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr9=Fl9+Fhu9+Iu9+Fp9+Fps+Fas-Fi9,

где Fr9 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fl9 представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu9 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на верхний плунжер, Fp9 представляют собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fps представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Fas представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер, Iu9 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на стенку цилиндра скважинного нефтяного насоса, Fi9 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на нижний плунжер;

Fhu9+Fl9=Pout9×(Asp9-ArM9), где Pout9 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, ArM9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где dbp9 представляет собой диаметр нижнего плунжера, de9 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где dsp9 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de10 представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом;

, где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на верхний плунжер, S9 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r9 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, l9 представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N9 представляет собой частоту хода, ε9 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

Fas=[Pc9l9g(Н9-Hd9)](Abp9-Asp9), где представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl9 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H9 представляет собой глубину спуска насоса, Hd9 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера;

, где Pc9 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρl9 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H9 представляет собой глубину спуска насоса, Hd9 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, ƒ09 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S9 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N9 представляет собой частоту хода, μ9 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана;

когда насосная штанга перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr10=Fp9+Fhd10+Fps+Fbv10+For10_Fas2,

где Fr10 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fp9 представляет собой силу трения, генерируемую между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fps представляет собой силу трения, генерируемую между верхним плунжером и уплотнительным узлом, Fbv10 представляет собой сумму сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана первого уровня, и сопротивления, генерируемого при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, Fhd10 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For10 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, Fas2 представляет собой седьмое давление, оказываемое столбом жидкости в полости на нижний плунжер;

где

, где dbp9 представляет собой диаметр нижнего плунжера, de9 представляет собой зазор между нижним плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где dsp9 представляет собой диаметр верхнего плунжера, de10 представляет собой зазор между верхним плунжером и уплотнительным узлом;

Fhd10=Ph10ArM9, где Ph10 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силу тяжести, ƒ010 представляет собой площадь сечения потока через отверстие нагнетательного клапана второго уровня, S10 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N10 представляет собой частоту хода, μ10 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана второго уровня, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера, μ11 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана первого уровня, ƒ011 представляет собой площадь сечения потока через отверстие нагнетательного клапана первого уровня;

For10=Pout10×ArM9, где Pout10 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

Fas2=[Pc10l9g(H10-Hd10)](Abp9-Asp9), где Рс10 представляет собой давление на муфтовом соединении, ρ19 представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Abp9 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H10 представляет собой глубину спуска насоса, Hd10 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, Asp9 представляет собой площадь поперечного сечения верхнего плунжера.

9. Устройство для определения силы для скважинного нефтяного насоса, содержащего насосную штангу и плунжер, присоединенный к насосной штанге, при этом насосная штанга выполнена с возможностью перемещения плунжера вверх и вниз, отличающееся тем, что содержит:

первый процессор, который сконфигурирован для определения, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса;

второй процессор, который сконфигурирован для определения силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

третий процессор, который сконфигурирован для определения сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера;

четвертый процессор, который сконфигурирован для определения третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера;

блок выборки для выбора из различных сил, которые описаны выше, силы, соответствующей направлению перемещения, согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер; и

пятый процессор, который сконфигурирован для определения результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы, где

в случае, когда плунжер непосредственно прилегает к стенке цилиндра скважинного нефтяного насоса, клапанное отверстие для установки нагнетательного клапана выполнено в нижней поверхности плунжера, и всасывающий клапан расположен в нижней части стенки цилиндра скважинного нефтяного насоса,

когда насосная штанга перемещает плунжер вверх, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr1=Fl1+Fhu1+Fp+Iu1-Fi1,

где Fr1 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fl1 представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, Fhu1 представляет собой второе давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, Fp представляют собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, Iu1 представляет собой силу инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса, Fi1 представляет собой третье давление, обусловленное воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер;

где

Fhu1+Fl1=Pout1×(Ap1-ArM1), где Pout1 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги;

, где dp представляет собой диаметр плунжера, de представляет собой зазор между плунжером и стенкой цилиндра насоса;

, где представляет собой первое давление, оказываемое столбом жидкости на плунжер, S1 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает вверх плунжер, r1 представляет собой радиус кривошипа насосной машины, l1 представляет собой длину соединительной тяги насосной машины, N1 представляет собой частоту хода, ε1 представляет собой коэффициент изменения ускорения столба жидкости;

, где Pc1 представляет собой давление на муфтовом соединении, представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, g представляет собой постоянную силы тяжести, H1 представляет собой глубину спуска насоса, Hd1 представляет собой динамическую глубину уровня жидкости в нефтяной скважине, ƒ01 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен всасывающий клапан, S1 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вверх, N1 представляет собой частоту хода, μ1 представляет собой коэффициент расхода всасывающего клапана;

когда насосная штанга перемещает плунжер вниз, результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, определяют в соответствии со следующей формулой:

Fr2=Fp+Fbv1+Fhd1+For1,

где Fr2 представляет собой результирующую силу, которая действует на нижний конец насосной штанги, Fp представляет собой силу трения, генерируемую между плунжером и стенкой цилиндра насоса, Fbv1 представляет собой сопротивление, генерируемое при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана, Fhd1 представляет собой четвертое давление, обусловленное воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, For1 представляет собой силу вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу;

где

, где dp представляет собой диаметр плунжера, de представляет собой зазор между плунжером и стенкой цилиндра насоса;

Fnd1=Ph1ArM1, где Ph1 представляет собой противодавление на устье скважины, ArM1 представляет собой площадь нижнего поперечного сечения скважинного нефтяного насоса;

, где представляет собой плотность жидкости в скважинном нефтяном насосе, ƒ02 представляет собой площадь сечения потока через отверстие, в котором установлен нагнетательный клапан, Ap1 представляет собой площадь поперечного сечения плунжера, S2 представляет собой ход, на протяжении которого насосная штанга перемещает плунжер вниз, N2 представляет собой частоту хода, μ2 представляет собой коэффициент расхода нагнетательного клапана;

For1=Pout1×ArM1, где Pout1 представляет собой интенсивность давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса, ArM1 представляет собой площадь поперечного сечения нижнего конца насосной штанги.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к гидромашиностроению и направлено на повышение информативности диагностирования насоса. Способ включает проведение последовательных испытаний, дросселирование потока жидкости на выходе из насоса до заданного значения расхода, измерение изменения температуры жидкости на выходе из насоса за заданный промежуток времени и перепада давлений на насосе, определение величин диагностических параметров и оценку по измеренным величинам параметров при различных испытаниях технического состояния насоса.

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при оценке технического состояния гидромашины в условиях эксплуатации. Способ диагностирования гидромашины включает периодический вывод гидромашины на испытательный режим с непрерывным изменением угловой скорости вращения вала, например, выключением привода гидромашины.

Изобретение относится к области диагностики, а именно к способам оценки технического состояния машин по вибрации корпуса, и может быть использовано при эксплуатации машинных комплексов для предупреждения внезапных отказов и аварий машин в нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к гидромашиностроению. Устройство содержит входной и выходной патрубки (2), (3) насоса (1), датчики (4), (6) давления, установленные во входном и выходном патрубках (2), (3), компаратор (10), индикатор (11), блок (12) управления, счетчик (13) времени, блок (14) запрета, вычислительное устройство (15) и блок (16) индикации.

Изобретение относится к энергетическому машиностроению и может быть использовано при техническом диагностировании состояния центробежных насосов. Способ определения КПД насоса включает прокачивание рабочей жидкости через насос, установление режима работы насоса с номинальным напором, отбор и дросселирование части перекачиваемой рабочей жидкости до давления на входе, измерение давления жидкости на входе и выходе из насоса, измерение температуры жидкости на входе насоса и в дросселированном потоке и вычисление КПД по измеренным параметрам.

Изобретение относится к вибродиагностике машин и механизмов и может использоваться для вибродиагностики машин. Cпособ диагностики машин по косвенным признакам, преимущественно по вибрации корпуса, включает измерение вибрации в информативной точке корпуса машины, восстановление функции распределения вероятности вибрации, по параметрам которой судят о наличии и уровне неисправностей и/или дефектов машины, запоминают временную реализацию вибрации, преобразуют ее в реализацию, значения которой соответствуют оптимальному для диагностики вибропараметру, восстанавливают функцию распределения вероятности мгновенных значений оптимального для диагностики параметра вибрации в текущем измерении, определяют значение выборочного квантиля параметра вибрации при заданной величине функции распределения вероятности, по которому судят о наличии и уровне неисправностей и/или дефектов машины.

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к стендам для испытаний торцовых уплотнений валов циркуляционных насосов. Стенд для испытаний торцовых уплотнений валов циркуляционных насосов содержит постамент с силовым корпусом.

Группа изобретений относится к испытаниям газосепараторов, обеспечивающих работу погружных нефтяных насосов в условиях повышенного газосодержания. Способ испытаний газосепараторов включает нагнетание жидкости и газа в затрубное пространство модели обсадной колонны, формирование рабочей жидкости в виде газожидкостной смеси, разделение газожидкостной смеси с помощью испытуемого газосепаратора на дегазированную жидкость и свободный газ.

Изобретение относится к системам автоматизированного управления и контроля процессов перекачки жидкости и может быть использовано для динамической оценки энергоэффективности работы насосного оборудования на объектах водоснабжения, водоподготовки, опреснения и водоочистки.

Изобретение относится к испытаниям газосепараторов, используемым при добыче нефти с высоким газосодержанием. Стенд для испытания газосепараторов содержит накопительную емкость с сопряженным с ней стендовым гравитационным газожидкостным сепаратором, подпорный насос, систему приготовления газожидкостной смеси с источником газа, блок моделирования внутрискважинных условий для размещения испытуемых машин и электродвигателей к ним.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

Изобретение относится к средствам исследования скважин. Техническим результатом является повышение точности получения данных исследований.

Изобретение относится к устройству для проведения измерений, относящихся к поиску нефти и газа при направленном бурении. Техническим результатом является повышение точности идентифицирования продуктивной зоны.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения скважинных электромагнитных исследований. Предложена скважинная телеметрическая система и способ, в которых электроизоляционный материал расположен выше и/или ниже запускающего электрический ток устройства или приемника вдоль скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях.
Наверх