EA019848B1 - Method for managing oil production process and device therefor - Google Patents

Method for managing oil production process and device therefor Download PDF

Info

Publication number
EA019848B1
EA019848B1 EA201101390A EA201101390A EA019848B1 EA 019848 B1 EA019848 B1 EA 019848B1 EA 201101390 A EA201101390 A EA 201101390A EA 201101390 A EA201101390 A EA 201101390A EA 019848 B1 EA019848 B1 EA 019848B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
production
level
borehole
fluid
oil
Prior art date
Application number
EA201101390A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201101390A1 (en
Inventor
Тельман Аббас Оглы Алиев
Аббас Гейдар оглы Рзаев
Гамбар Агаверди Оглы Гулиев
Асиф Гаджи Оглы Рзаев
Илтизам Балаюсиф оглы Юсифов
Original Assignee
Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики filed Critical Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики
Priority to EA201101390A priority Critical patent/EA019848B1/en
Publication of EA201101390A1 publication Critical patent/EA201101390A1/en
Publication of EA019848B1 publication Critical patent/EA019848B1/en

Links

Abstract

The invention relates to oil production industry, in particular to management engineering and can be used in systems of centralized control of oil boreholes production. The essence of the invention consists in a method of managing oil boreholes production, characterized in automatic regulation of stable pump output and maintaining constant dynamic liquid level in a production string. The method comprises, at a given debut of formation liquid, measuring efforts in a polished rod and liquid level in the production string. According to the measured values a change of oscillation frequency of a pump unit walking beam is regulated. Temperature is additionally measured at a borehole discharge line and by decision of claimed algorithm a borehole debit is determined by the formation liquid. The invention also relates to a device for an automatic managing of oil borehole debut. The device comprises force sensors and sensors of dynamic level, a control block and a variable speed unit with an actuating mechanism. The device is further provided with a temperature sensor at the borehole discharge line. All sensors outlets are connected to the control block via a corresponding convertors, wherein the control block outlet is connected to the variable speed unit. The claimed invention provides to control and manage borehole operation in the most operative and reliable manner.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технике управления, и может быть использовано в системах централизованного управления добычей нефтяных скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to control technology, and can be used in centralized control systems for oil production.

Известен способ управления процессом добычи нефти (1), заключающийся в автоматическом регулировании стабильности подачи глубинного насоса с поддержанием постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Способ включает измерение усилия на сальниковом штоке и динамического уровня в эксплуатационной колонне. Для этого начальную скорость откачки пластовой жидкости подбирают так, чтобы при заданном дебите скважины, динамограмма указывала бы на незначительное (порядка 5-7%) незаполнение цилиндра, так называемого хвостика незаполнения. При этом прием глубинного насоса располагают непосредственно у динамического уровня, соответствующего заданному дебиту скважины. Колебания динамического уровня, регистрируемые датчиком, через блок управления передаются сервоприводу вариатора, изменяющего число качаний балансира станка-качалки. Стабильность процесса контролируют по показаниям датчика усилия и датчика уровня, которые одновременно должны соответствовать заранее заданному дебиту скважины. При повышении уровня, вследствие снижения производительности насоса, в динамограмме хвостик незаполнения исчезает, что служит сигналом для увеличения скорости откачки. При снижении динамического уровня из-за падения пластового давления или образования песчаной пробки на забое, незаполнение цилиндра увеличивается, и скорость откачки автоматически снижается. Недостатком данного способа является то, что стабилизация уровня в эксплуатационной колонне не всегда обеспечивает стабильность подачи насоса, так как при постоянном уровне возможно изменение депрессии пласта, связанное с изменением пластового и забойного давления, что приводит к изменению коэффициента заполнения и подачи насоса. Другим недостатком данного способа является то, что в нем не учитывается влияние кинематической вязкости пластовой жидкости, утечки в нагнетательном и всасывающем клапанах и между плунжером и втулками цилиндра, а также износа насоса во времени на величину подачи насоса, что также влияет на качество управления (точности и надежности).A known method of controlling the process of oil production (1), which consists in automatically controlling the stability of the submersible pump supply while maintaining a constant dynamic fluid level in the production casing. The method includes measuring the force on the stuffing box and the dynamic level in the production casing. To do this, the initial pumping rate of the formation fluid is selected so that, for a given well flow rate, the dynamogram would indicate a slight (about 5-7%) cylinder non-filling, the so-called non-filling tail. At the same time, the intake of the downhole pump is located directly at the dynamic level corresponding to the given flow rate of the well. Oscillations of the dynamic level recorded by the sensor are transmitted through the control unit to the servo drive of the variator, which changes the number of swings of the balancer of the rocking machine. The stability of the process is controlled by the readings of the force sensor and level sensor, which at the same time must correspond to a predetermined well flow rate. When the level increases, due to a decrease in pump performance, in the dynamogram, the non-fill tail disappears, which serves as a signal to increase the pumping speed. When the dynamic level decreases due to a drop in reservoir pressure or the formation of a sand plug at the bottom, the cylinder unfill increases and the pumping speed automatically decreases. The disadvantage of this method is that the stabilization of the level in the production string does not always ensure the stability of the pump supply, since at a constant level a change in the depression of the formation is possible due to a change in the reservoir and bottomhole pressure, which leads to a change in the fill factor and pump flow. Another disadvantage of this method is that it does not take into account the influence of the kinematic viscosity of the formation fluid, leakage in the discharge and suction valves and between the plunger and cylinder sleeves, as well as the wear of the pump over time on the pump flow rate, which also affects the quality of control (accuracy and reliability).

Основными функциональными узлами системы (устройства), реализующими известный способ, являются блок управления, датчик динамического уровня (эхомер), датчик усилия, установленный на сальниковом штоке и вариатор скоростей с сервоприводом. Недостатком данного устройства является то, что оно не позволяет получить требуемого качества (точность и надежность) управления.The main functional units of the system (device) that implement the known method are a control unit, a dynamic level sensor (echo meter), a force sensor mounted on an stuffing box and a speed variator with a servo drive. The disadvantage of this device is that it does not allow to obtain the required quality (accuracy and reliability) of control.

Задача изобретения состоит в повышении качества (точности и надежности) управления.The objective of the invention is to improve the quality (accuracy and reliability) of management.

Сущность изобретения состоит в способе управления процессом добычи нефти, заключающимся в автоматическом регулировании, при определенном дебите пластовой жидкости, стабильности подачи глубинного насоса с поддержанием постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Способ включает измерение усилия в сальниковом штоке и уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Уровень жидкости регулируют изменением частоты качания балансира станка-качалки. Дополнительно измеряют температуру на выкидной линии скважин, а дебит пластовой жидкости скважины определяют по следующему алгоритму:The essence of the invention consists in a method of controlling the oil production process, which consists in automatic regulation, with a certain flow rate of the reservoir fluid, the stability of the submersible pump supply while maintaining a constant dynamic level of fluid in the production string. The method includes measuring the force in the stuffing box and the liquid level in the production string. The liquid level is regulated by changing the swing frequency of the rocker of the rocking machine. Additionally, the temperature on the flow line of the wells is measured, and the flow rate of the formation fluid of the well is determined by the following algorithm:

ρ = а = α(τ)+ύ(τ)ΔΗ ΔΗ = с(г) + </(т)Т где О - дебит пластовой жидкости (подачи насоса), м3/ч;ρ = a = α (τ) + ύ (τ) ΔΗ ΔΗ = c (g) + </ (t) T where O is the flow rate of the reservoir fluid (pump supply), m 3 / h;

А - коэффициент заполнения цилиндра насоса, об.%;A is the fill factor of the pump cylinder, vol.%;

ΔΗ - изменение динамического уровня или глубина погружения насоса, м;ΔΗ - change in dynamic level or depth of immersion of the pump, m;

V - рабочий объем цилиндра насоса, м3;V is the working volume of the pump cylinder, m 3 ;

Т - температура в потоке жидкости на выкидной линии скважин, °С;T is the temperature in the fluid stream at the flow line of the wells, ° C;

η - число качаний балансира в минуту;η is the number of swings of the balancer per minute;

α(τ), Ь(г), с(т), ά(τ) - переменные коэффициенты, определяемые экспериментально, с использованием метода наименьших квадратов и измеренных значений О. ΔΗ и Т в момент времени τ;α (τ), b (g), c (t), and ά (τ) are variable coefficients determined experimentally using the least squares method and the measured values of O. ΔΗ and T at time τ;

τ - время, ч.τ - time, h

Сущность изобретения состоит также в устройстве для автоматического управления дебитом нефтяных скважин. Устройство содержит датчики усилия и динамического уровня, блок управления и вариатор скоростей с сервоприводом. Устройство дополнительно содержит датчик температуры на выкидной линии скважин. Все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с входом блока управления, а выход блока управления связан входом вариатора скоростей.The invention also consists in a device for automatically controlling the flow rate of oil wells. The device contains force and dynamic level sensors, a control unit and a speed variator with a servo drive. The device further comprises a temperature sensor on the flow line of the wells. All outputs of the sensors through the corresponding converters are connected to the input of the control unit, and the output of the control unit is connected to the input of the speed variator.

Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемый способ отличается от известного новыми существенными признаками: измерением температуры на выкидной линии и алгоритмом расчета дебита нефти. Новым существенным признаком также является введенный в устройство датчик температуры, установленный на выкидной линии скважины. Наличие новых существенных признаков заявляемого решения соответствует критерию - новизна.A comparative analysis of the claimed invention and the prototype showed that the claimed method differs from the known new significant features: temperature measurement on the flow line and the algorithm for calculating oil flow rate. A new significant feature is also the temperature sensor introduced into the device installed on the flow line of the well. The presence of new significant features of the proposed solution meets the criterion of - novelty.

Сравнительный анализ с другими известными решениями в данной области показал, что не найдены решения, совпадающие с заявляемым. Так как основным параметром в регулировании стабилизацииA comparative analysis with other known solutions in this field showed that no solutions were found that match the claimed. Since the main parameter in the regulation of stabilization

- 1 019848 подачи насоса является дебит пластовой жидкости, то в отличие от прототипа, в котором указанный параметр определяется по динамограмме, в заявляемом изобретении расчет дебита пластовой жидкости осуществляется по алгоритму, разработанному авторами изобретения. Анализ промысловых экспериментальных данных показал, что между температурой и уровнем жидкости в эксплуатационной колонне и дебитом пластовой жидкости (подачей глубинного насоса) и уровнем жидкости существует тесная корреляция (см. фиг. 1 и 2). Поэтому для более точного и надежного определения дебита пластовой жидкости снимается дополнительный параметр - температура пластовой жидкости на выкидной линии. Предложенный алгоритм расчета дебита пластовой жидкости, используя характеристику пласта и оборудования в процессе работы, позволяет учесть влияние основных негативных факторов, влияющих на достоверность и точность регистрируемых параметров, и тем самым повысить качество управления.- 1 019848 pump supply is the rate of formation fluid, then in contrast to the prototype, in which the specified parameter is determined by the dynamogram, in the claimed invention, the calculation of the rate of formation fluid is carried out according to the algorithm developed by the inventors. An analysis of field experimental data showed that there is a close correlation between temperature and fluid level in the production string and formation fluid flow rate (submersible pump supply) and fluid level (see Figs. 1 and 2). Therefore, for a more accurate and reliable determination of the rate of formation fluid, an additional parameter is removed - the temperature of the formation fluid at the flow line. The proposed algorithm for calculating the rate of formation fluid, using the characteristics of the reservoir and equipment during operation, allows you to take into account the influence of the main negative factors affecting the reliability and accuracy of the recorded parameters, and thereby improve the quality of control.

Согласно разработанному алгоритму и параметрам, необходимым для его решения, в системе (устройстве) был дополнительно установлен датчик температуры.According to the developed algorithm and the parameters necessary for its solution, an additional temperature sensor was installed in the system (device).

Совокупность всех существенных признаков, входящих в заявляемое изобретение, позволяет повысить качество управления процессом добычи нефти и, следовательно, заявляемое решение соответствует критерию технический уровень, а решение, в целом, может быть признано изобретением.The combination of all the essential features included in the claimed invention, allows to improve the quality of the process control of oil production and, therefore, the claimed solution meets the criterion of technical level, and the solution, in general, can be recognized by the invention.

Сущность изобретения проиллюстрирована на фиг. 1, 2 и 3, где на фиг. 1 проиллюстрирована зависимость коэффициента заполнения насоса от изменения уровня жидкости в эксплуатационной колонне; на фиг. 2 - зависимость температуры на выкидной линии скважины от уровня жидкости в эксплуатационной колонне; на фиг. 3 - приведена принципиальная схема устройства управления процессом добычи нефти, которая содержит датчик усилия 1; преобразователь датчика усилия 2; датчик уровня 3; преобразователь уровня 4; датчик температуры 5; преобразователь температуры 6; вариатор 7; блок управления 8; полированный шток 9; эксплуатационная колонна 10; выкидная линия скважин 11.The invention is illustrated in FIG. 1, 2 and 3, where in FIG. 1 illustrates the dependence of the pump duty factor on changes in the liquid level in the production casing; in FIG. 2 - dependence of the temperature on the flow line of the well from the liquid level in the production casing; in FIG. 3 - shows a schematic diagram of a device for controlling the process of oil production, which contains a force sensor 1; force sensor transducer 2; level sensor 3; level 4 converter; temperature sensor 5; temperature transducer 6; CVT 7; control unit 8; polished stem 9; production casing 10; flow line of wells 11.

Система (установка) работает следующим образом. В блоке управления с заданной частотой подключаются преобразователи 2, 4, 6 и опрашиваются значения датчиков усилий, установленного на сальниковом штоке 9; уровня жидкости, установленного на устье эксплуатационной колонны 10; температуры, установленного на выкидной линии скважины 11. Датчики, установленные в системе, являются известными устройствами: датчик усилия - Этатотейг НТ; датчик уровня - эхомер - Вето1е Иге Сах Вии, датчик температуры - термометр сопротивления типа ТСМ. Опрашиваемые данные в виде таблиц накапливаются в памяти ЭВМ блока управления 8. На основании достаточно накопленных данных, с использованием метода наименьших квадратов определяют численные значения коэффициентов а, Ь, с и б , соответственно дебит нефтяной скважины в момент времени τ:The system (installation) operates as follows. In the control unit with a given frequency, converters 2, 4, 6 are connected and the values of the force sensors mounted on the stuffing box 9 are interrogated; the level of fluid installed at the mouth of the production casing 10; temperature installed on the flow line of the well 11. Sensors installed in the system are known devices: force sensor - Etatoteig NT; level sensor - echo meter - Vete1 Ige Sah Wii, temperature sensor - resistance thermometer type TCM. The interrogated data in the form of tables are accumulated in the memory of the computer of the control unit 8. Based on the sufficiently accumulated data, using the least squares method, numerical values of the coefficients a, b, c and b are determined, respectively, the flow rate of the oil well at time τ:

Полученное расчетное значение сравнивают с заданным значением дебита и при отклонении в сторону увеличения в блоке управления 8 вырабатывается соответствующий управляющий сигнал и вариатор по этому сигналу уменьшает число качания балансира и наоборот. В свою очередь, параллельно в блоке управления осуществляется сравнение фактических (измеренных) значений температуры с ее расчетным значением, определяемое по формулеThe calculated value obtained is compared with a predetermined flow rate, and when deviated upward, a corresponding control signal is generated in the control unit 8 and the variator reduces the swing number of the balancer by this signal and vice versa. In turn, in parallel in the control unit, the actual (measured) temperature values are compared with its calculated value, determined by the formula

в момент времени τ . Если значения ΔΤ находятся в допустимых пределах, то значения коэффициентов не изменяются, т.е. с(т), 6(τ), α(τ) и Ь(т) = сопй . Если значение ΔΤ находится за допустимым пределом, отражающим аномальные глубинные процессы, происходящие в насосном оборудовании (утечки, износ и т.д.) и пласте (пескопроявление, изменение вязкости и проницаемости коллектора и т.д.), то необходимо рассчитать новые значения коэффициентов с(т), 6(τ), α(τ) и Ь(т). Следовательно, ΔΤ является индикатором состояния насосного оборудования и пласта.at time τ. If ΔΤ values are within acceptable limits, then the coefficient values do not change, i.e. c (t), 6 (τ), α (τ) and b (t) = sop. If the ΔΤ value is beyond the permissible limit, reflecting the abnormal deep processes occurring in the pumping equipment (leaks, wear, etc.) and the formation (sand development, changes in the viscosity and permeability of the reservoir, etc.), then it is necessary to calculate new values of the coefficients c (t), 6 (τ), α (τ) and b (t). Therefore, ΔΤ is an indicator of the state of pumping equipment and the reservoir.

Заявляемое изобретение позволяет оперативно и надежно контролировать и управлять эксплуатацией скважин.The claimed invention allows you to quickly and reliably monitor and control the operation of the wells.

ЛитератураLiterature

1. Б.Б. Круман. Практика эксплуатации и исследования глубиннонасосных скважин, М., Недра, 1964, 204 с. (Прототип)1. B. B. Kruman. The practice of operation and research of deep pump wells, M., Nedra, 1964, 204 pp. (Prototype)

2. В.Г. Дианов. Автоматизация производственных процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, М., Химия, 1968, 328 с.2. V.G. Dianov. Automation of production processes in the oil refining and petrochemical industries, M., Chemistry, 1968, 328 p.

Claims (2)

1. Способ управления процессом добычи нефти, в котором автоматически регулируют стабильность подачи глубинного насоса и поддерживают постоянный динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне при заданном дебите пластовой жидкости, измеряют усилие в сальниковом штоке и уровень жидкости в эксплуатационной колонне и регулируют изменение частоты качания балансира станка1. A method of controlling the process of oil production, in which the stability of the submersible pump supply is automatically controlled and a constant dynamic fluid level in the production string is maintained at a given production fluid rate, the force in the stuffing box and the fluid level in the production string are measured and the oscillation frequency of the machine balancer is controlled - 2 019848 качалки, отличающийся тем, что дополнительно измеряют температуру на выкидной линии скважины, а дебит пластовой жидкости рассчитывают по следующему алгоритму:- 2 019848 rocking, characterized in that it additionally measure the temperature on the flow line of the well, and the flow rate of the reservoir fluid is calculated according to the following algorithm: ρ = 0,6 Жи α = α(τ)+ό(τ)ΔΗρ = 0.6 Zhi α = α (τ) + ό (τ) ΔΗ ЛИ = с(т)+4(-г)Т гдеLI = c (t) +4 (-r) T where О - дебит пластовой жидкости (подачи насоса), м3/ч;About - the rate of reservoir fluid (pump supply), m 3 / h; α - коэффициент заполнения цилиндра насоса, об.%;α is the fill factor of the pump cylinder, vol.%; ΔΗ - изменение динамического уровня или глубина погружения насоса, м;ΔΗ - change in dynamic level or depth of immersion of the pump, m; V - рабочий объем цилиндра насоса, м3;V is the working volume of the pump cylinder, m 3 ; Т - температура в потоке жидкости на выкидной линии скважин, °С;T is the temperature in the fluid stream at the flow line of the wells, ° C; N - число качаний балансира в минуту;N is the number of swings of the balancer per minute; α(τ), Ь(т), с(т), ά(τ) - переменные коэффициенты, определяемые экспериментально, с использованием метода наименьших квадратов и измеренных значений О. ΔΗ и Т в момент времени τ;α (τ), b (t), c (t), and ά (τ) are variable coefficients determined experimentally using the least squares method and the measured values of O. ΔΗ and T at time τ; τ - время, ч.τ - time, h 2. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее блок управления, датчики усилия и динамического уровня, вариатор скоростей с сервоприводом, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит датчик температуры на выкидной линии скважин, а все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с входом блока управления, а выход блока управления связан с вариантом скоростей.2. The device for implementing the method according to claim 1, comprising a control unit, force and dynamic level sensors, a speed variator with a servo drive, characterized in that it further comprises a temperature sensor on the flow line of the wells, and all sensor outputs are connected to the input through corresponding transducers control unit, and the output of the control unit is associated with a variant of speeds.
EA201101390A 2011-06-13 2011-06-13 Method for managing oil production process and device therefor EA019848B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201101390A EA019848B1 (en) 2011-06-13 2011-06-13 Method for managing oil production process and device therefor

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201101390A EA019848B1 (en) 2011-06-13 2011-06-13 Method for managing oil production process and device therefor

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201101390A1 EA201101390A1 (en) 2013-01-30
EA019848B1 true EA019848B1 (en) 2014-06-30

Family

ID=47604418

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201101390A EA019848B1 (en) 2011-06-13 2011-06-13 Method for managing oil production process and device therefor

Country Status (1)

Country Link
EA (1) EA019848B1 (en)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA025383B1 (en) * 2014-04-01 2016-12-30 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation
RU2700149C1 (en) * 2018-07-30 2019-09-12 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") Method of well operation optimization equipped with a downhole pump

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU150456A1 (en) * 1962-01-08 1962-11-30 Г.А-М. Мининзон Device for automatically maintaining a constant amount of pumping fluid from a well
US20040084179A1 (en) * 2002-11-01 2004-05-06 Jeff Watson Reciprocating pump control system
RU2236563C1 (en) * 2003-04-03 2004-09-20 Уфимский государственный авиационный технический университет Method for extracting oil at finishing stage of wells operation
RU2318988C2 (en) * 2005-04-13 2008-03-10 Валерий Витальевич Башуров Method and device for oil well operation optimization along with oil well productivity change

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU150456A1 (en) * 1962-01-08 1962-11-30 Г.А-М. Мининзон Device for automatically maintaining a constant amount of pumping fluid from a well
US20040084179A1 (en) * 2002-11-01 2004-05-06 Jeff Watson Reciprocating pump control system
RU2236563C1 (en) * 2003-04-03 2004-09-20 Уфимский государственный авиационный технический университет Method for extracting oil at finishing stage of wells operation
RU2318988C2 (en) * 2005-04-13 2008-03-10 Валерий Витальевич Башуров Method and device for oil well operation optimization along with oil well productivity change

Also Published As

Publication number Publication date
EA201101390A1 (en) 2013-01-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2013132483A (en) OPTIMIZED DRILLING
WO2015191091A1 (en) Method and apparatus for measuring drilling fluid properties
JP6875053B2 (en) Methods and equipment for determining the production of downhaul pumps
RU2015132796A (en) FLOW DIFFERENCE IN A CIRCULATION SYSTEM FOR A DRILLING FLUID FOR A DRILLING FLUID PRESSURE REGULATION
CN104504611A (en) Method for determining whether liquid accumulation exists in gas well or not and determining liquid accumulation degree
RU111190U1 (en) OIL PRODUCING WELL WITH ARTIFICIAL INTELLIGENCE
RU2010130459A (en) METHOD FOR CALCULATING THE RELATIONSHIP OF RELATIVE PERMEABILITIES OF FLUID FORMS OF FORMATION AND WETTABILITY OF A BOREHOLE FORMATION AND A TOOL FOR TESTING FORMATION TO IMPLEMENT THIS METHOD
BR112017017804B1 (en) METHOD FOR OPERATING A VIBRATORY FLOW METER, AND, METER ELECTRONICS
NO20130780A1 (en) Recalibration of instruments
RU2532488C1 (en) Method to optimise oil production
EA019848B1 (en) Method for managing oil production process and device therefor
EA025383B1 (en) Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation
CA2762269C (en) Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump
CA3116804A1 (en) System and method for operating downhole pump
EA038439B1 (en) Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole
CN110397425A (en) Coal seam gas production well flowing bottomhole pressure (FBHP) control system and control method
CN201892552U (en) Oil, gas and water multiphase flowmeter
CN104977227A (en) Online liquid density meter
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2494248C1 (en) Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil
RU2007134728A (en) METHOD FOR HYDRODYNAMIC RESEARCHES IN A WELL EQUIPPED WITH INSTALLATION OF ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
EA034703B1 (en) Method for automatic measurement of deep well pump cylinder filling degree (factor)
EA036115B1 (en) Method of oil production process control
GB2604259A (en) Autonomous inflow control device for live flow monitoring
CN108386531A (en) A kind of gear oil circulating system and its control method

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 KG 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): RU