EA000484B1 - Система управления газлифтной добычей нефти из нефтяной скважины - Google Patents
Система управления газлифтной добычей нефти из нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA000484B1 EA000484B1 EA199800149A EA199800149A EA000484B1 EA 000484 B1 EA000484 B1 EA 000484B1 EA 199800149 A EA199800149 A EA 199800149A EA 199800149 A EA199800149 A EA 199800149A EA 000484 B1 EA000484 B1 EA 000484B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- production
- gas
- lift
- control module
- gas lift
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 94
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Description
Настоящее изобретение относится к системе управления добычей сырой нефти через эксплуатационную трубу, проходящую в газлифтную нефтяную скважину, при этом газлифт нагнетают в нисходящую скважину.
В таких газлифтных нефтяных скважинах давление в эксплуатационной трубе может колебаться, что может привести к нерегулярному впуску газлифта, нагнетаемого в эксплуатационную трубу. Такой нерегулярный впуск газлифта может случайно совсем прекратить добычу нефти. Поэтому такие неустойчивые газлифтные скважины имеют тенденцию колебаться между состоянием добычи нефти и состоянием не добычи нефти, в результате чего образуются пробки сырой нефти и газлифта.
Обычной практикой регулирования потока газлифта, нагнетаемого в скважину, является регулирование с помощью дросселя до такого уровня, при котором максимизируется и стабилизируется добыча сырой нефти.
В статье Мониторы в устье скважины автоматизируют подачу газлифта на озере Маракаибо, опубликованной Х.С. Аджунта и А. Мэджек на стр. 64-67 журнала Нефть и газ 28 ноября 1994 г., раскрыто применение автоматического дросселя, изменяющего поток газлифта так, что он становится близким к вычисленному оптимальному значению.
В системе, известной из этой публикации, дроссель установлен на поверхности земли вблизи устья скважины, в которую нагнетают газлифт. Проблемой, с которой сталкиваются при применении этой известной системы, является то, что трубопровод для нагнетания газа, который обычно образуется кольцевым пространством между эксплуатационной трубой и обсадной трубой скважины, может иметь длину несколько километров и такой большой объем, что невозможно точно регулировать количество газлифта, вводимого через нисходящую скважину в эксплуатационную трубу, путем регулирования потока газлифта, входящего в трубопровод для инжекции газлифта через переменно действующий дроссель в устьи скважины.
Например, из международной заявки на патент РСТ/ЕР 95/00623, опубликованной 24.08.95, кл. Е 21В 43/12, 34/06, также известно, что поток газлифта, который нагнетают в эксплуатационную трубу для добычи нефти, регулируют посредством управляемого с поверхности земли регулируемого сопла в нисходящей скважине, через которое нагнетают газлифт в эксплуатационную трубу.
Такое регулируемое сопло в нисходящей скважине позволяет регулировать количество газлифта в скважине так, что всегда нагнетается устойчивый поток газлифта и образуется устойчивый и оптимальный газлифт.
Однако установка, работа и обслуживание такого регулируемого сопла в нисходящей, скважине являются дорогостоящими. В частности, если скважина оснащена двойным комплектом, который может состоять из двух концентричных эксплуатационных труб, проходящих на различную глубину в скважине, а газ нагнетают через окружающее кольцевое пространство и сопла вблизи нижней части каждой из этих труб, установка группы из двух клапанов в нисходящей скважине может быть неэкономичной.
В международной заявке на патент PCT/AU 87/00201, опубликованной 14.01.88 за номером WO 88/00277, кл. Е 21В 43/12, 43/18, раскрыт способ начала газлифтной добычи нефти, в котором входящий поток нагнетаемого газа поддерживают по существу постоянным посредством вихревого расходомера.
В заявке на патент Великобритании № 2252797, опубликованной 19.08.92, кл. Е 21В 43/12, раскрыта система газлифтной добычи нефти, в которой эксплуатационный дроссель и впускной клапан в трубопроводе для нагнетания газа регулируют одновременно в предварительно запрограммированной параметрической логической последовательности для улучшения управления добычей нефти.
Недостатком этой системы является то, что предварительно запрограммированная последовательность создает постоянный режим для работы двух клапанов, а для регулирования упомянутой последовательности не применяют обратную связь рабочих условий.
Одновременно регулирование двух клапанов может также привести к колебаниям в потоке газлифта, особенно в том случае, если газлифт, выходящий из одного источника, нагнетают в несколько скважин.
Целью настоящего изобретения является создание системы, повышающей точность регулирования нагнетания газа в скважину для газлифтной добычи нефти для увеличения и стабилизации добычи нефти и не требующей применения регулирующего оборудования в нисходящей скважине.
Система согласно настоящему изобретению содержит модуль управления, включающий в себя пропорционально-интегрально-дифференциальный контроллер, установленный для динамического регулирования открывания дросселя в эксплуатационной трубе таким образом, чтобы уменьшить и стабилизировать гидростатическое давление в трубопроводе для нагнетания газлифта. Следует понять, что пропорционально-интегрально-дифференциальным контроллером является контроллер, вырабатывающий выходной сигнал, пропорциональный входному сигналу, а также интегрирующий и дифференцирующий входной сигнал для регулирования характеристик выходного сигнала.
Модуль управления может также содержать центральный контроллер, включающий в себя нечеткий логический алгоритм для формирования для указанного контроллера заданного значения давления в трубопроводе для нагнетания газлифта.
Идея регулирования с применением нечеткого логического алгоритма и пропорционально-интегрально-дифференциального контроллера, управляемого нечетким логическим алгоритмом, известна сама по себе и описана, например, в главе 3 Справочника интеллектуального управления Нервный, размытый и адаптивный подходы, написанного Уайтом А. и Совге Д.А. и изданного ван Ностранд Рейнхолд, Нью-Йорк, 1992 г.
Регулируемый дроссель и модуль управления расположены соответственно на поверхности земли вблизи устья скважины для газлифтной добычи нефти.
Размещение дросселя и модуля управления на поверхности земли позволяет осуществлять их установку и обслуживание снаружи скважины и без прерывания операций по добыче нефти, что позволяет экономить значительные расходы и усилия. Это особенно уместно, если скважина содержит множество труб для добычи сырой нефти и если газлифт нагнетают в различных местах нисходящей скважины в различные эксплуатационные трубы через общий трубопровод для нагнетания газа, который образован, по меньшей мере, частично кольцевым пространством между эксплуатационными и обсадными трубами скважины, и где каждая эксплуатационная труба оснащена системой управления добычей в соответствии с настоящим изобретением.
Эти и другие признаки, цели и преимущества системы, согласно настоящему изобретению, станут очевидными из нижеследующего описания изобретения и чертежей, на которых:
фиг. 1 представляет схематический вид в продольном разрезе скважины для добычи сырой нефти, в которой добыча сырой нефти управляется системой согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 - блок-схему логических схем управления для модуля управления системы управления, показанной на фиг. 1 ;
фиг. 3 - блок-схему, иллюстрирующую действие логических схем управления для модуля управления системы управления, показанной на фиг. 1;
фиг. 4 - график, иллюстрирующий результаты эксперимента, подтверждающие оптимизацию и стабилизацию добычи нефти из скважины, заполненной газлифтом при применении системы управления согласно изобретению.
На фиг. 1 показана скважина для газлифтной добычи сырой нефти, содержащая регулируемый дроссель 1 и модуль управления МУ, согласно настоящему изобретению.
Дроссель 1 установлен в эксплуатационной трубе 2, проходящей от нижней части нефтяной скважины 3 через устье 4 скважины в сторону технологического оборудования (на чертеже не показано) на поверхности 5 земли.
Нефть добывают через перфорации, образованные взрывом в нефтеносном пласте. Вблизи нижнего конца эксплуатационной трубы 2 установлен паккер 7, обеспечивающий заслон для текучей среды между зоной 8 притока на дне скважины и кольцевым пространством 9, образованным между наружной поверхностью эксплуатационной трубы 2 и внутренней поверхностью обсадной трубы 10 скважины.
Для стимулирования добычи сырой нефти через эксплуатационную трубу 2 в нее нагнетают газлифт через кольцевое пространство 9 и отверстие 11 в нисходящей скважине.
Газлифт подают в кольцевое пространство через трубопровод 12 для нагнетания газа и кольцевую камеру 13 в устье 4 скважины. Трубопровод 1 2 для нагнетания газа оснащен дросселем 14 для регулирования потока газлифта. Однако результатом значительного объема и длины кольцевого пространства 9 является значительная задержка между моментом изменения положения дросселя 1 4 и моментом, когда это изменение приводит к изменению потока газа, проходящего через отверстие 11 нисходящей скважины.
Регулируемый дроссель 1 и модуль управления МУ согласно настоящему изобретению служат для исключения тех быстрых изменений в гидростатическом давлении в эксплуатационной трубе 2, которые привели бы к режиму нестабильного нагнетания газлифта и, тем самым, газлифт вводился бы в пробки через отверстие 11 нисходящей скважины в эксплуатационную трубу 2, и в скважине начали бы образовываться нерегулярные пробки сырой нефти и газлифта.
В модуль управления МУ согласно настоящему изобретению постоянно или периодически подаются данные, касающиеся давления напора в обсадной трубе Рнот, измеренного манометром наверху кольцевого пространства 9, и давления напора в эксплуатационной трубе Рнэт, измеренного манометром наверху эксплуатационной трубы 2. В модуль управления МУ также посылаются данные температуры Т добываемой смеси текучей среды, т.е. смеси углеводородных скважинных текучих сред (в частности, сырой нефти) и газлифта, и скорости потока газлифта Qra и добываемой смеси текучей среды Сдоб. измеренной расходомерами, которые установлены в трубопроводе 1 2 для нагнетания газлифта и в эксплуатационной трубе 2 соответственно. В показанном варианте модуль управления МУ не только управляет открыванием дросселя 1 в эксплуатационной трубе, но также открыванием дросселя 1 4 в трубопроводе для нагнетания газлифта.
Основная функция модуля управления МУ заключается в том, что он регулирует открывание дросселя 1 эксплуатационной трубы так, что поток газлифта через отверстие 11 нисходящей скважины остается примерно постоянным. Это достигается путем поддержания постоянного перепада давления через отверстие нисходящей скважины. На давление вниз по течению от отверстия можно влиять путем изменения противодавления в устье скважины, т.е. давления напора. Противодавление, создаваемое давлением напора в эксплуатационной трубе, изменяется этим способом таким образом, что противодавление увеличивается в ответ на снижение измеренного давления напора в обсадной трубе, и наоборот. Такое изменение давления напора в эксплуатационной трубе является соответствующим критерием для достижения, по существу, постоянной скорости инжекции газлифта через отверстие 11 нисходящей скважины.
Модуль управления МУ имеет своей целью уменьшить давление напора в обсадной трубе путем изменения открывания дросселя 1 эксплуатационной трубы.
Однако дальнейшее неограниченное открывание дросселя 1 может привести к нестабильности. Поэтому модуль управления МУ устанавливают для подчинения другому правилу, диктующему то, что, чем ниже скорость нагнетания газлифта тем шире будет запас регулирования 3p(t) дросселя 1 в эксплуатационной трубе. Установка такого запаса регулирования дросселя 1 требует некоторого эмпирического подхода, включенного в блок управления с нечетким логическим алгоритмом, который описан более подробно со ссылкой на фиг. 2 и 3.
На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая работу модуля управления МУ.
Основной частью модуля управления МУ является обычный пропорционально-интегрально-дифференциальный контроллер ПИД, который регулирует положение Д(Д) дросселя 1 в эксплуатационной трубе в ответ на изменения в измеренном давлении напора в обсадной трубе P А нот·
Блок-схема показывает, что давление напора в обсадной трубе Рнот зависит от давления напора в эксплуатационной трубе Рнэт, давления текучей среды в порах нефтеносного пласта Рнеф, а также от скорости нагнетания Qra газлифта через дроссель 14 для газлифта и отверстие 11 нисходящей скважины.
Блок управления с нечетким логическим алгоритмом БУ обеспечивает контроллер ПИД заданным значением Po(t) давления напора в обсадной трубе Рнот, а также он регулирует положение дросселя для нагнетания газлифта на основе эмпирических данных, показанных стрелкой 20, которые определяют разряды соответствующих положений дросселей 1 и 1 4 для различных скоростей добычи.
Таким образом блок управления с нечетким логическим алгоритмом БУ действует в качестве центрального контроллера для контроллера ПИД.
Взаимодействие между блоком управления БУ и контроллером ПИД будет описано более подробно со ссылкой на блок-схему, представленную на фиг. 3.
Блок-схема будет описана сверху вниз, действия блока управления с нечетким логическим алгоритмом БУ и контроллера содержатся внутри штрихпунктирных линий.
Первый прямоугольник наверху показывает, что цикл управления начинается с измерения в определенный момент времени (t) скорости нагнетания газлифта Qn/t), давления напора в обсадной трубе РнотД) и истинного положения ДД) дросселя 1 в эксплуатационной трубе.
Следующий прямоугольник указывает, что на основе измеренной скорости потока газа Ql;l(t) блок управления БУ вычисляет запас регулирования дросселя 3p(t).
Блок управления БУ затем проверяет, находится ли истинное положение дросселя ДД) ниже запаса регулирования дросселя 3p(t).
Если это действительно так, то блок управления БУ будет уменьшать заданное значение Po(t) давления напора в обсадной трубе Рнот для контроллера ПИД, в противном случае, упомянутое заданное значение Po(t) будет увеличиваться.
Контроллер ПИД затем проверяет, ниже ли измеренное давление напора в обсадной трубе Рнот, чем заданное значение Po(t), поданное блоком управления БУ.
В том случае, если это действительно так, контроллер ПИД будет уменьшать открывание дросселя ДД), в противном случае, контроллер ПИД будет увеличивать открывание дросселя.
Цикл измерения и регулирования затем повторяют после выбранного интервала времени и осуществляют те же этапы процесса, представленные на блок-схеме.
Действие модуля управления согласно настоящему изобретению испытывали в миниатюризированной скважине, из которой добывали воду по вертикальной трубе высотой 18 м и в которую нагнетали воздух в качестве газлифта через кольцевое пространство, окружающее трубу, для усиления потока воды через вертикальную трубу.
Во время эксперимента скорость нагнетания газлифта QFJI составляла 15 м3 в день, а показатель производительности Пр, моделированный с переменным ограничением, составил 1 0 м3 в день/бар.
График, представленный на фиг. 4, показывает реакцию давления напора в обсадной трубе Рнот и скорости добычи текучей среды Q^ на различные установки эксплуатационного дросселя наверху вертикальной трубы. Горизонтальная ось графика представляет время в секундах. Вертикальная ось содержит шкалу с 01 00 единицами, которые представляют открывание Д эксплуатационного дросселя (в процентах), измеренное давление напора в обсадной трубе Рнот, умноженное на коэффициент 50 (в барах) и скорость добычи текучей среды Сдоб. умноженную на коэффициент 10 (м3/день).
В начале эксперимента между t = 0 и 240 с положение Д дросселя в эксплуатационной трубе было установлено на 60% открывания. Для достижения стабильной добычи требовалась фиксированная установка дросселя на 60% открывания без динамического регулирования.
График показывает, что при такой установке дросселя скорость добычи Сдоб была стабильной и в среднем составляла 1,9 м3/день.
При t = 240 с включали модуль управления согласно настоящему изобретению и достигалась оптимальная установка дросселя Д = 91% открывания при t = 420 с.
На этом этапе средняя скорость добычи Сдоб составила 3 м3 в день, что означает повышение производительности на 55%.
При t = 660 с модуль управления согласно настоящему изобретению выключали и установка дросселя оставалась постоянно на 91% открывания. График показывает, что добыча становилась нестабильной и скорость добычи Сдоб снизилась до примерно 1,4 м3 в день.
При t = 960 с снова включили модуль управления согласно настоящему изобретению. Он обнаружил, что отсутствует нагнетание газа в нисходящую скважину, поскольку давление напора в обсадной трубе Рнот увеличилось, и модуль управления полностью открыл дроссель в эксплуатационной трубе. Когда снова началось нагнетание газлифта в нисходящую скважину и, следовательно, давление напора в обсадной трубе Рнот понизилось, модуль управления частично закрыл дроссель и снова его открыл для достижения стабильной и оптимальной добычи со скоростью снова примерно 3 м3 в день.
Понятно, что непрерывное или периодическое изменение открывания дросселя в эксплуатационной трубе потребует значительное количество энергии.
Если скважина расположена в удаленном месте и электрическая энергия не легко доступна, энергию для привода дросселя в эксплуатационной трубе можно получить путем позитивного смещения двигателя или другого вращающегося генератора энергии, который использует повышенное давление газлифта в трубопроводе для нагнетания газлифта в качестве источника энергии. Ввод двигателя или генератора предпочтительно соединен с трубопроводом для газлифта, а его вывод соединен с эксплуатационной трубой для добычи нефти.
Система управления согласно настоящему изобретению пригодна также для применения на скважине, которая содержит множество эксплуатационных труб для добычи сырой нефти из различных мест нефтеносного пласта. Такая скважина с множеством комплектов труб обеспечивает добычу сырой нефти из различных зон притока вдоль одной скважины или из различных зон притока вдоль различных ответвлений нисходящей скважины. В таком случае различные эксплуатационные трубы могут быть расположены концентрично в верхней части скважины, а газлифт можно нагнетать на различную глубину в эксплуатационные трубы через кольцевое пространство, образованное между самыми дальними трубами и обсадными трубами скважины. В таком случае, если каждая эксплуатационная труба оснащена системой управления согласно настоящему изобретению, которая регулирует открывание эксплуатационного дросселя вблизи верхней части рассматриваемой эксплуатационной трубы способом, описанным со ссылкой на чертежи, тогда в каждой эксплуатационной трубе достигаются стабильное нагнетание газа и оптимальная добыча сырой нефти.
Claims (6)
1. Система управления добычей сырой нефти через эксплуатационную трубу, которая проходит в скважину для газлифтной добычи нефти и в которую нагнетают газлифт в нисходящую скважину, причем система содержит регулируемый дроссель для регулирования потока сырой нефти через эксплуатационную трубу и модуль управления для динамического регулирования открывания дросселя, который использует давление, измеренное манометром в трубопроводе для нагнетания газлифта, в качестве входного сигнала, отличающаяся тем, что модуль управления содержит пропорциональноинтегрально-дифференциальный контроллер, установленный для динамического регулирования открывания дросселя таким образом, что обеспечивается уменьшение и стабилизация гидростатического давления внутри трубопровода для нагнетания газлифта.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что модуль управления содержит также центральный контроллер, который включает в себя нечеткий логический алгоритм для формирования пропорционально-интегрально-дифференциального контроллера заданного значения давления в трубопроводе для нагнетания газлифта.
3. Система по любому из предшествующих пп. 1 или 2, отличающаяся тем, что регулируемый дроссель и модуль управления установлены на поверхности земли в точке вблизи устья скважины для газлифтной добычи нефти.
4. Система по любому из предшествующих пп. 1 -3, отличающаяся тем, что при использовании в скважине множества эксплуатационных труб для добычи нефти, в которые нагнетают газлифт в различных местах нисходящей скважины через общий трубопровод для нагнетания газа, образованный, по меньшей мере, частично кольцевым пространством между эксплуатационными трубами и обсадной трубой скважины, каждая эксплуатационная труба оснащена регулируемым дросселем и модулем управления.
5. Система по любому из предшествующих пп.1-4, отличающаяся тем, что регулируемый дроссель снабжен исполнительным средством, использующим повышенное гидростатическое давление газлифта в трубопроводе для нагнетания газлифта в качестве источника энергии.
6. Система по п.5, отличающаяся тем, что исполнительное средство состоит из двигателя с принудительным движением, вход которого соединен с трубопроводом для нагнетания газлифта, а выход соединен с эксплуатационной трубой или с одной из эксплуатационных труб.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP95202038A EP0756065A1 (en) | 1995-07-24 | 1995-07-24 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
| PCT/EP1996/003285 WO1997004212A1 (en) | 1995-07-24 | 1996-07-23 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199800149A1 EA199800149A1 (ru) | 1998-08-27 |
| EA000484B1 true EA000484B1 (ru) | 1999-08-26 |
Family
ID=8220529
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199800149A EA000484B1 (ru) | 1995-07-24 | 1996-07-23 | Система управления газлифтной добычей нефти из нефтяной скважины |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (2) | EP0756065A1 (ru) |
| CA (1) | CA2226289C (ru) |
| EA (1) | EA000484B1 (ru) |
| MY (1) | MY119607A (ru) |
| NO (1) | NO311450B1 (ru) |
| OA (1) | OA10655A (ru) |
| WO (1) | WO1997004212A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671370C2 (ru) * | 2013-10-11 | 2018-10-30 | Рейз Продакшн Инк. | Система с переключающим клапаном и способ добычи газа |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO982973D0 (no) | 1998-06-26 | 1998-06-26 | Abb Research Ltd | Anordning ved oljebr°nn |
| FR2783559B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des moyens de production et une unite de traitement |
| FR2783557B1 (fr) | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures active par injection de gaz |
| US6182756B1 (en) * | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Intevep, S.A. | Method and apparatus for optimizing production from a gas lift well |
| NO313677B1 (no) | 2000-12-06 | 2005-10-24 | Abb Research Ltd | Slug kontrollering |
| FR2822191B1 (fr) * | 2001-03-19 | 2003-09-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour neutraliser par injection controlee de gaz, la formation de bouchons de liquide au pied d'un riser se raccordant a une conduite d'acheminement de fluides polyphasiques |
| MY129058A (en) | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| US8302684B2 (en) | 2004-12-21 | 2012-11-06 | Shell Oil Company | Controlling the flow of a multiphase fluid from a well |
| GB2429797B (en) * | 2005-08-31 | 2010-09-08 | Genesis Oil And Gas Consultant | Pipeline control system |
| FR2942265B1 (fr) | 2009-02-13 | 2011-04-22 | Total Sa | Procede de conduite d'installation de production d'hydrocarbures |
| FR3011874B1 (fr) | 2013-10-14 | 2015-11-06 | Total Sa | Installation de production d’hydrocarbures, procede de production et procede de mise a niveau |
| US10876383B2 (en) | 2014-11-30 | 2020-12-29 | Abb Schweiz Ag | Method and system for maximizing production of a well with a gas assisted plunger lift |
| GB2550785B (en) * | 2015-03-25 | 2021-03-31 | Landmark Graphics Corp | Fuzzy logic flow regime identification and control |
| CA3075655A1 (en) | 2017-09-15 | 2019-03-21 | IntelliGas CSM Services Limited | System and method for low pressure gas lift artificial lift |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2298834A (en) * | 1940-05-24 | 1942-10-13 | Standard Oil Dev Co | Means for producing oil wells |
| WO1988000277A1 (en) * | 1986-07-07 | 1988-01-14 | B.W.N. Vortoil Pty. Ltd. | Method for startup of production in an oil well |
| US5172717A (en) * | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
| FR2672936B1 (fr) * | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Procede de controle du debit de production d'un puits petrolier. |
-
1995
- 1995-07-24 EP EP95202038A patent/EP0756065A1/en not_active Withdrawn
-
1996
- 1996-07-22 MY MYPI96003001A patent/MY119607A/en unknown
- 1996-07-23 EP EP96927604A patent/EP0840836B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-23 EA EA199800149A patent/EA000484B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-07-23 CA CA002226289A patent/CA2226289C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-23 WO PCT/EP1996/003285 patent/WO1997004212A1/en active IP Right Grant
-
1998
- 1998-01-23 OA OA9800009A patent/OA10655A/en unknown
- 1998-01-23 NO NO19980301A patent/NO311450B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671370C2 (ru) * | 2013-10-11 | 2018-10-30 | Рейз Продакшн Инк. | Система с переключающим клапаном и способ добычи газа |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY119607A (en) | 2005-06-30 |
| EP0840836B1 (en) | 2000-10-11 |
| EP0756065A1 (en) | 1997-01-29 |
| NO980301D0 (no) | 1998-01-23 |
| NO311450B1 (no) | 2001-11-26 |
| CA2226289C (en) | 2008-01-15 |
| NO980301L (no) | 1998-03-24 |
| OA10655A (en) | 2002-09-19 |
| EA199800149A1 (ru) | 1998-08-27 |
| WO1997004212A1 (en) | 1997-02-06 |
| EP0840836A1 (en) | 1998-05-13 |
| CA2226289A1 (en) | 1997-02-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA000484B1 (ru) | Система управления газлифтной добычей нефти из нефтяной скважины | |
| CN111512017B (zh) | 低压气举式人工举升系统及方法 | |
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| US5413175A (en) | Stabilization and control of hot two phase flow in a well | |
| US7172020B2 (en) | Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio | |
| WO2006020590A1 (en) | Method of and system for production of hydrocarbons | |
| RU2220278C2 (ru) | Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа | |
| CA2961469C (en) | Sea floor boost pump and gas lift system and method for producing a subsea well | |
| US7147058B1 (en) | Method of and system for production of hydrocarbons | |
| US7278481B2 (en) | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well | |
| WO1998020231A1 (en) | Method of and device for production of hydrocarbons | |
| RU2455469C2 (ru) | Способ автоматического регулирования режима работы газовой скважины | |
| AU708875C (en) | Gas lift flow control device | |
| RU2239696C1 (ru) | Способ газлифтной эксплуатации скважины-непрерывно-дискретный газлифт и установка для его осуществления | |
| US6260628B1 (en) | Use of static mixing element in connection with flow of gas and liquids through a production tubing | |
| RU2131970C1 (ru) | Способ глушения скважин | |
| RU2068492C1 (ru) | Способ эксплуатации комбинированной установки "газлифт-погружной насос" | |
| RU1779798C (ru) | Способ подачи жидкости из скважины газлифтом | |
| US1964912A (en) | Process and apparatus for producing oil wells | |
| RU2731727C2 (ru) | Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса | |
| RU2193648C2 (ru) | Способ периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой | |
| RU2250985C2 (ru) | Способ добычи нефти из скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2211916C1 (ru) | Способ эксплуатации скважин | |
| RU2208135C2 (ru) | Способ газлифтной добычи нефти с автоматическим регулированием добывных возможностей скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KG RU |