RU2700149C1 - Method of well operation optimization equipped with a downhole pump - Google Patents
Method of well operation optimization equipped with a downhole pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2700149C1 RU2700149C1 RU2018127884A RU2018127884A RU2700149C1 RU 2700149 C1 RU2700149 C1 RU 2700149C1 RU 2018127884 A RU2018127884 A RU 2018127884A RU 2018127884 A RU2018127884 A RU 2018127884A RU 2700149 C1 RU2700149 C1 RU 2700149C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- flow rate
- optimal
- operating point
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности, к способам оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.The invention relates to mining, in particular, to methods for optimizing the operation of wells equipped with a borehole pump, including installations of electric centrifugal pumps.
Известен способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, включающий измерение давлений на приеме насоса и на выкидной линии на устье скважины, регулирование числа оборотов погружного привода электродвигателя насоса путем изменения частоты питающей сети и регулирования давления на устье скважины с помощью регулируемого штуцера, поддерживая давления на приеме насоса и на устье скважины в заданных пределах при максимально возможной производительности насосной установки, задают и измеряют температуру внутри корпуса погружного приводного электродвигателя насоса и регулирование давления на устье скважины и числа оборотов погружного приводного электродвигателя насоса осуществляют, дополнительно поддерживая температуру внутри корпуса погружного приводного электродвигателя насоса в заданных пределах (патент на изобретение RU 2140523 С1, опубликован 27.10.1999).A known method of automatically controlling the operating mode of a well equipped with a submersible centrifugal electric pump, including measuring pressure at the pump intake and flow line at the wellhead, adjusting the number of revolutions of the submersible drive of the pump motor by changing the frequency of the supply network and regulating the pressure at the wellhead using an adjustable fitting, maintaining the pressure at the pump intake and at the wellhead within specified limits at the maximum possible pumping capacity ki, set and measure the temperature inside the body of the submersible drive motor of the pump and the pressure at the wellhead and the number of revolutions of the submersible drive motor of the pump is carried out, further maintaining the temperature inside the body of the submersible drive motor of the pump within the specified limits (patent for invention RU 2140523 C1, published 27.10. 1999).
Недостатком указанного способа является то, что при регулировании не учитывается потенциал скважины (приток жидкости из пласта), кроме того работа насоса с максимально возможной производительностью и использование для изменения режима работы регулируемого штуцера, установленного на устье скважины приводит к высоким затратам энергии на подъем единицы скважинной продукции.The disadvantage of this method is that the regulation does not take into account the well potential (fluid flow from the reservoir), in addition, the pump with the highest possible productivity and the use of an adjustable nozzle installed at the wellhead to change the operating mode leads to high energy costs for raising a well unit products.
Наиболее близким техническим решением, принятым авторами в качестве прототипа, является способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом, включающий измерение и регулирование путем управления частотно-регулируемым приводом давления и подачи, измерение температуры скважинной жидкости на приеме насоса, измерение и ограничение температуры внутри корпуса приводного электродвигателя, измерение виброускорения в двух плоскостях корпуса и давления в компенсаторе гидрозащиты приводного электродвигателя, предварительно, в процессе вывода скважины на режим, определяют фактическую индикаторную диаграмму скважины, пересчитывая измеренное давление на приеме насоса в соответствующие значения забойного давления, выбирают рабочую точку на фактической индикаторной диаграмме, находя требуемую величину забойного давления, устанавливают и поддерживают ее путем управления частотно-регулируемым приводом, при этом обеспечивают монотонность переходного процесса с учетом характеристики системы "пласт - скважина - электронасос", определяемой параметрами притока жидкости из пласта и отбора жидкости из скважины электронасосом, при этом частотное регулирование ограничено предельно допустимыми величинами виброускорений и температуры в двигателе (патент на изобретение RU 2250357 С2, опубликован 20.04.2005).The closest technical solution adopted by the authors as a prototype is a method of operating a well with a submersible electric pump with a frequency-controlled drive, including measuring and regulating by controlling a frequency-controlled pressure and supply drive, measuring the temperature of the borehole fluid at the pump intake, measuring and limiting the temperature inside of the drive electric motor housing, measurement of vibration acceleration in two planes of the housing and pressure in the compensator of hydraulic protection of the drive electric motor In the process of putting the well into operation mode, the actual indicator diagram of the well is determined, recalculating the measured pressure at the pump intake to the corresponding bottomhole pressure values, the operating point is selected on the actual indicator diagram, finding the required bottomhole pressure value, it is established and maintained by frequency control -regulated drive, while ensuring the monotony of the transition process, taking into account the characteristics of the system "reservoir - well - electric pump", determined parameters of fluid inflow from the reservoir and fluid withdrawal from the well by an electric pump, while the frequency control is limited by the maximum permissible values of vibration acceleration and temperature in the engine (patent for invention RU 2250357 C2, published on 04/20/2005).
Недостатком указанного способа является то, что фактическую индикаторную диаграмму снимают при выводе скважины на режим, в то время как в процессе эксплуатации скважины насосом приток жидкости из пласта может меняться, также при определении оптимальной точки не учитывается фактическая рабочая характеристика скважинного насоса, кроме того для осуществления способа необходимо наличие расходомера и датчиков в погружном электродвигателе, что приводит к увеличению энергозатрат на подъем продукции и усложняет техническую реализацию способа.The disadvantage of this method is that the actual indicator diagram is taken when the well is put into operation, while during the operation of the pump by the pump the fluid flow from the formation can vary, and the actual operating characteristic of the well pump is not taken into account when determining the optimal point, besides of the method requires the presence of a flow meter and sensors in a submersible electric motor, which leads to an increase in energy consumption for raising products and complicates the technical implementation of the method both.
Технический результат изобретения заключается в снижении энергозатрат на подъем продукции из скважины, повышении надежности работы насосного оборудования и упрощении технической реализации способа.The technical result of the invention is to reduce energy consumption for lifting products from the well, increasing the reliability of pumping equipment and simplifying the technical implementation of the method.
Поставленный технический результат достигается тем, что способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом, включающий: исследование потенциала скважины путем построения фактической индикаторной диаграммы по замерам забойного давления и дебита на нескольких режимах эксплуатации скважины, полученных путем увеличения или уменьшения частоты вращения проводного электродвигателя скважинного насоса и его полной остановкой; определение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита скважины) с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос»; и установку частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины, при этом согласно изобретению, изменение режимов эксплуатации скважины, определение забойного давления и дебита, а также построение индикаторной диаграммы и нахождение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита) проводятся в автоматическом режиме с помощью программно-аппаратного комплекса, который выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя, при этом построение индикаторной диаграммы и определение оптимальной рабочей точки осуществляется с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса.The technical result is achieved by the fact that a method of optimizing the operation of a well equipped with a borehole pump, including: studying the well’s potential by constructing an actual indicator chart for measuring bottomhole pressure and production rate in several well operation modes obtained by increasing or decreasing the rotational speed of the wireline borehole pump electric motor and his full stop; determination of the optimal operating point (optimal well production) taking into account the characteristics of the “reservoir - well - pump” system; and setting the rotation speed at which the pump supply corresponds to the optimal well flow rate, while according to the invention, changing the well operating conditions, determining the bottomhole pressure and flow rate, as well as constructing an indicator diagram and finding the optimal operating point (optimal flow rate) are carried out automatically using a hardware-software complex that issues a command to the control station to establish the required speed of the drive electric motor, while building an indie the cathodic diagram and determining the optimal operating point is carried out taking into account the changing operating characteristics of the well pump.
Кроме того, оптимальная рабочая точка может находиться исходя из максимального значения КПД насоса.In addition, the optimum operating point may be based on the maximum pump efficiency.
Также, оптимальная рабочая точка может находиться исходя из необходимого дебита скважины.Also, the optimal operating point may be based on the required flow rate of the well.
Кроме того, оптимальная рабочая точка может находиться исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса.In addition, the optimal operating point may be based on the flow rate at which particles of mechanical impurities of a certain density and size do not enter the intake of the submersible pump.
На фиг. 1 показаны перестроенные на основе фактических параметров откачиваемого пластового флюида напорно-расходные характеристики ЭЦН для различных частот вращения вала насоса.In FIG. Figure 1 shows the pressure and flow characteristics of the ESP, which were reconstructed on the basis of the actual parameters of the pumped-out formation fluid, for various rotational speeds of the pump shaft.
На фиг. 2 показаны полученные с учетом характеристики системы «пласт-скважина - насос» фактические индикаторные диаграммы притока жидкости из пласта в скважину в начальный - 1 и последующий - 2 периоды эксплуатации.In FIG. 2 shows the actual indicator diagrams of fluid flow from the formation into the well in the initial - 1 and subsequent - 2 periods of operation, obtained taking into account the characteristics of the reservoir-well-pump system.
На фиг. 3 показан пример реализации способа на скважине, эксплуатирующейся электроприводным центробежным насосом (ЭЦН).In FIG. Figure 3 shows an example of the implementation of the method in a well operated by an electric drive centrifugal pump (ESP).
Способ осуществляется следующим образом (в качестве не ограничивающего примера будет рассмотрено осуществление заявленного способа на скважине, оборудованной электроприводным центробежным насосом (ЭЦН), однако, следует понимать, что может быть применена любая известная насосная установка (УСШН, УШВН, УЭДН и др.) для подъема любого флюида (нефть, вода, ГЖС и др.)).The method is as follows (as a non-limiting example, we will consider the implementation of the claimed method in a well equipped with an electric drive centrifugal pump (ESP), however, it should be understood that any known pumping unit (USHN, USHVN, UEDN, etc.) can be used for lifting of any fluid (oil, water, GHS, etc.)).
1. На основе фактических параметров откачиваемого пластового флюида или ГЖС и данных насосного оборудования (обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса) перестраивается паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика насоса на различных частотах вращения. Перестроенные характеристики представлены на фиг. 1.1. Based on the actual parameters of the pumped-out formation fluid or GHS and the data of pumping equipment (water cut, oil density, formation water density, gas factor, saturation pressure, oil viscosity, degassing curve, temperature gradient, pump descent depth, passport pressure and discharge the energy characteristic of the pump on the water, the efficiency of the submersible motor and the efficiency of the pump) the passport pressure and flow and energy characteristics of the pump at different speeds are being rebuilt. The tuned characteristics are shown in FIG. one.
2. На основе данных телеметрической системы (ТМС) установки по давлению на приеме насоса и давлению на буфере и в затрубном пространстве, замеренного устьевыми датчиками, рассчитывается забойное давление Pзаб1 и развиваемый насосом напор Н1. 2. Based on the data of the telemetry system (TMS) of the installation, the pressure at the pump inlet and the pressure at the buffer and in the annulus measured by the wellhead sensors are used to calculate the bottomhole pressure P zab1 and the head H 1 developed by the pump .
3. По перестроенной характеристике (фиг. 1), исходя из значения напора Н1, определяется подача насоса (дебит скважины) Q1 для заданной частоты вращения n1 вала электродвигателя соответствующий рассчитанному ранее забойному давлению Рзаб1.3. According to the rebuilt characteristic (Fig. 1), based on the pressure value H 1 , the pump flow (well flow rate) Q 1 is determined for a given rotation speed n 1 of the motor shaft corresponding to the previously calculated bottom-hole pressure P zab1 .
4. С помощью частотного регулирования станции управления изменяется (увеличивается или уменьшается) частота вращения n2, n3 и т.д. вала электродвигателя. В соответствии с п.п. 2-3 определяются дебиты Q2, Q3 и т.д., соответствующие забойным давлениям Рзаб2, Pзаб3 и т.д.4. Using the frequency control of the control station changes (increases or decreases) the speed n 2 , n 3 , etc. motor shaft. In accordance with paragraph.n. 2-3 are determined flow rates Q 2 , Q 3 , etc., corresponding to bottomhole pressures P zab2 , P zab3 , etc.
5. По полученным значениям дебитов и забойных давлений строится фактическая с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос» индикаторная диаграмма притока жидкости из пласта в скважину - кривая 1 на фиг. 2.5. Based on the obtained values of flow rates and bottomhole pressures, the actual indicator diagram of fluid flow from the reservoir into the well is constructed taking into account the characteristics of the “reservoir - well - pump” system —
6. На основе полученной индикаторной диаграммы притока жидкости из пласта в скважину определяется оптимальный дебит скважины Qопт1, который обеспечивается использованием соответствующей частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины.6. Based on the obtained indicator diagram of fluid flow from the formation into the well, the optimal well flow rate Q opt1 is determined , which is ensured by using the appropriate rotation speed at which the pump flow corresponds to the optimal well flow rate.
Для реализации способа на скважине (см. фиг. 3), установка электроприводного центробежного насоса 1 оборудуется блоком ТМС 2, который служит для замера давления и температуры на приеме насоса и, сигнал от которого поступает по кабелю 3 на станцию управления (СУ) УЭЦН 4. На устье скважины установлены электроманометры или датчики для замера буферного давления 5, затрубного давления 6, и датчик температуры 7, связанные с контроллером станции управления 4. Станция управления соединяется каналами связи с программируемым микропроцессорным интеллектуальным блоком скважинным нижнего уровня (БИНУС) 8, установленным на устье скважины.To implement the method at the well (see Fig. 3), the installation of an electric drive
В контроллер программируемого микропроцессорного блока 8 (на фиг. 3 не показан) вносятся следующие данные по скважине: обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса. Контроллер программируемого микропроцессорного блока 8 программируется в соответствии с алгоритмом, изложенным в пунктах 1-6 примера осуществления способа на скважинах оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). На основе заложенного в контроллер алгоритма он выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя. По данным блока ТМС, манометров 5 и 6 на устье скважины, датчика температуры 7, силы тока, напряжения и частоты тока контроллер рассчитывает значение забойного давления и дебита скважины, строит индикаторную диаграмму и находит оптимальную рабочую точку (оптимальный дебит) в автоматическом режиме в реальном времени, с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса.The following well data are entered into the controller of the programmable microprocessor unit 8 (not shown in Fig. 3): water cut, oil density, formation water density, gas factor, saturation pressure, oil viscosity, degassing curve, temperature gradient, pump descent depth, passport pressure-flow and energy characteristics of the pump on the water, the efficiency of the submersible motor and the efficiency of the pump. The controller programmable microprocessor unit 8 is programmed in accordance with the algorithm set forth in paragraphs 1-6 of an example implementation of the method in wells equipped with installations of electric centrifugal pumps (ESP). Based on the algorithm embedded in the controller, it issues a command to the control station to establish the required speed of the drive electric motor. According to the TMS unit,
Полученные расчетные данные по скважине, а также другие параметры работы УЭЦН передаются по линии связи (на фиг. 3 показано условно) в диспетчерский пункт для оперативного контроля. Все это упрощает техническую реализацию предложенного способа и повышает надежность работы оборудования.The obtained calculated data for the well, as well as other parameters of the ESP operation, are transmitted via a communication line (shown conditionally in Fig. 3) to a control room for operational control. All this simplifies the technical implementation of the proposed method and increases the reliability of the equipment.
В процессе эксплуатации скважины в результате засорения (кальматации) призабойной зоны изменяется потенциал скважины кривая 2 на фиг. 2 (снижается забойное давление и дебит скважины Qопт2), это приводит к работе ЭЦН за пределами рабочей области с пониженным КПД и преждевременным отказам насосного оборудования.During the operation of the well, as a result of clogging (sizing) of the bottom hole, the potential of the well changes as
С целью снижения энергозатрат на подъем продукции из скважины, в соответствии с предложенным способом, оптимальная рабочая точка находится исходя из максимального значения КПД насоса.In order to reduce energy consumption for lifting products from the well, in accordance with the proposed method, the optimal operating point is found based on the maximum value of the pump efficiency.
В реальных условиях эксплуатации скважины добывающей компанией, в результате производственной необходимости может ставиться цель уменьшить или увеличить дебит скважины, в этом случае, согласно предложенного способа, оптимальная рабочая точка находится исходя из необходимого дебита скважины.In actual operating conditions of the well by the producing company, as a result of production need, the goal may be to reduce or increase the flow rate of the well, in this case, according to the proposed method, the optimal operating point is based on the required flow rate of the well.
После проведения ремонтных работ на скважине по увеличению притока, в частности - гидроразрыва пласта (ГРП), частички механических примесей в виде песка и пропанта, который используется для заполнения трещин в начальный период эксплуатации, выносятся пластовой продукцией и, попадая в насос, приводят к износу и отказу насосного оборудования. Скорость износа элементов насосного оборудования зависит от размера частиц механических примесей, их количества и твердости. Количество выносимых частиц песка и пропанта зависит от их плотности, размера и скорости потока жидкости в эксплуатационной колонне, т.е. зависит от дебита скважины.After carrying out repair work on the well to increase inflow, in particular hydraulic fracturing, fractions of mechanical impurities in the form of sand and proppant, which is used to fill cracks in the initial period of operation, are carried out by the reservoir products and, when they enter the pump, lead to wear and failure of pumping equipment. The wear rate of the elements of pumping equipment depends on the particle size of the mechanical impurities, their quantity and hardness. The amount of sand and proppant particles carried out depends on their density, size and fluid flow rate in the production casing, i.e. depends on the flow rate of the well.
С целью повышения надежности работы насосного оборудования в начальный период эксплуатации после ГРП в соответствии с предложенным способом оптимальная рабочая точка находится исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса. Частицы механических примесей не захватываются потоком пластовой жидкости, а под действием силы тяжести оседают на забой в зумпф скважины.In order to increase the reliability of pumping equipment during the initial period of operation after hydraulic fracturing, in accordance with the proposed method, the optimum operating point is found based on the flow rate at which particles of mechanical impurities of a certain density and size do not enter the submersible pump. Particles of mechanical impurities are not captured by the flow of formation fluid, but under the influence of gravity settle on the bottom in the sump of the well.
Заявленный способ оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, соответствует критериям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень», т.к. из уровня техники не выявлено информации о таком способе оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом.The claimed method of optimizing the operation of wells equipped with a borehole pump meets the patentability criteria of “novelty” and “inventive step”, because the prior art did not reveal information about such a method of optimizing the operation of a well equipped with a borehole pump.
Заявленный способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом, соответствует критерию патентоспособности «промышленная применимость», т.к. для его осуществления необходимо стандартное оборудование для определения фактических параметров применяемой насосной установки и откачиваемого флюида.The claimed method of optimizing the operation of a well equipped with a borehole pump meets the patentability criterion of "industrial applicability", because for its implementation, standard equipment is needed to determine the actual parameters of the pumping unit used and the pumped fluid.
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.It should be understood that after a specialist has reviewed the description with an example of an implementation of a method for optimizing the operation of wells equipped with a borehole pump, as well as accompanying drawings, other changes, modifications, and embodiments of the claimed invention will become apparent to him. Thus, all such changes, modifications and implementations, as well as other areas of application that do not conflict with the essence of the present invention, should be considered protected by the present invention in the scope of the attached claims.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127884A RU2700149C1 (en) | 2018-07-30 | 2018-07-30 | Method of well operation optimization equipped with a downhole pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127884A RU2700149C1 (en) | 2018-07-30 | 2018-07-30 | Method of well operation optimization equipped with a downhole pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2700149C1 true RU2700149C1 (en) | 2019-09-12 |
Family
ID=67989965
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127884A RU2700149C1 (en) | 2018-07-30 | 2018-07-30 | Method of well operation optimization equipped with a downhole pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2700149C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
| RU2250357C2 (en) * | 2003-04-09 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Method for operating well by electric down-pump with frequency-adjusted drive |
| EA201101390A1 (en) * | 2011-06-13 | 2013-01-30 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | METHOD OF MANAGING THE PROCESS OF OIL PRODUCTION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU2475640C2 (en) * | 2011-03-25 | 2013-02-20 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method of hydrodynamic investigations of oil wells equipped with electric-centrifugal pumps with converter of current frequency |
| RU2575785C2 (en) * | 2013-09-10 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Determination of flow rate of wells equipped with pump plants |
| RU2581180C1 (en) * | 2015-07-15 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
-
2018
- 2018-07-30 RU RU2018127884A patent/RU2700149C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
| RU2250357C2 (en) * | 2003-04-09 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Method for operating well by electric down-pump with frequency-adjusted drive |
| RU2475640C2 (en) * | 2011-03-25 | 2013-02-20 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method of hydrodynamic investigations of oil wells equipped with electric-centrifugal pumps with converter of current frequency |
| EA201101390A1 (en) * | 2011-06-13 | 2013-01-30 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | METHOD OF MANAGING THE PROCESS OF OIL PRODUCTION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU2575785C2 (en) * | 2013-09-10 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Determination of flow rate of wells equipped with pump plants |
| RU2581180C1 (en) * | 2015-07-15 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2475633C2 (en) | Method and system for oil production increase (versions) | |
| US8684078B2 (en) | System and method for controlling fluid pumps to achieve desired levels | |
| US7870900B2 (en) | System and method for controlling a progressing cavity well pump | |
| US5634522A (en) | Liquid level detection for artificial lift system control | |
| CA2303983C (en) | Method and apparatus for controlling the liquid level in a well | |
| CA2498084C (en) | Retrievable downhole flow meter | |
| US7314349B2 (en) | Fluid level control system for progressive cavity pump | |
| RU2421605C1 (en) | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive | |
| GB2146462A (en) | Control of pumping | |
| CA2903330C (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| US10947821B2 (en) | Oil and gas production well control system and method | |
| CN108798612A (en) | A kind of intelligent control method of no bar oil well hoisting system | |
| RU2581180C1 (en) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units | |
| RU2532488C1 (en) | Method to optimise oil production | |
| CN107939378B (en) | Method for acquiring working fluid level of ground drive screw pump well in real time | |
| RU2700149C1 (en) | Method of well operation optimization equipped with a downhole pump | |
| CN113027387B (en) | Oil well interval pumping control system and method | |
| RU2673477C2 (en) | Progressing cavity pump system with fluid coupling | |
| RU2250357C2 (en) | Method for operating well by electric down-pump with frequency-adjusted drive | |
| US11078766B2 (en) | Jet pump controller with downhole prediction | |
| US20150083407A1 (en) | Method of removing wellbore fluid from well and water removal well | |
| RU2016252C1 (en) | Method for controlling operation of pump plant in well | |
| CA3177806A1 (en) | Well pump control system and method | |
| US9556715B2 (en) | Gas production using a pump and dip tube | |
| RU2553744C1 (en) | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive |