EA024820B1 - Method of hydrodynamic surveys-diagnostics of well equipped with sucker rod pumping (srp) unit - Google Patents
Method of hydrodynamic surveys-diagnostics of well equipped with sucker rod pumping (srp) unit Download PDFInfo
- Publication number
- EA024820B1 EA024820B1 EA201401011A EA201401011A EA024820B1 EA 024820 B1 EA024820 B1 EA 024820B1 EA 201401011 A EA201401011 A EA 201401011A EA 201401011 A EA201401011 A EA 201401011A EA 024820 B1 EA024820 B1 EA 024820B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- pressure
- measurement
- level
- mini
- Prior art date
Links
Landscapes
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой штангового глубинного насоса, и может быть использовано для определения параметров работы скважины, глубиннонасосного оборудования, насосно-компрессорных труб (подъемного лифта) с целью определения текущего состояния скважины и дальнейшей оптимизации ее работы.The invention relates to the field of development and operation of oil fields, in particular to a method of hydrodynamic research in a well equipped with a sucker rod pump installation, and can be used to determine well operation parameters, deep pumping equipment, tubing (lift) in order to determine the current well condition and further optimization of its work.
Известен способ исследования режимов работы глубоко насосных скважин Способ динамографирования глубоконосных скважин (а.с. СССР № 89203, МКИ Е21В47/00, Р04В49/06, публикация 01.01.1950), в котором для исключения работ по монтажу динамографа при каждом динамографировании, в цепь станка качалки включается силовая часть динамографа УДМ. Этот способ позволяет одновременно обеспечить контроль работы скважин, способствует обнаружению и уменьшению скрытых ее простоев, исключает необходимость остановки и монтажно- демонтажных работ, а также доступен для применения любому оператору добычи нефти.A known method of researching the operating modes of deep pumping wells. The method of dynamography of deep wells (AS USSR No. 89203, MKI E21B47 / 00, P04B49 / 06, publication 01/01/1950), in which to exclude the installation of a dynamograph with each dynamography, in a chain the rocking machine turns on the power part of the UDM dynamograph. This method allows you to simultaneously control the operation of the wells, helps to detect and reduce its hidden downtime, eliminates the need for shutdown and installation and dismantling, and is also available for use by any operator of oil production.
Данный способ дает возможность определить работоспособность штангового глубинного насоса без учета герметичности подъемного лифта и производительности скважины, что приводит к высоким погрешностям результатов исследования, принятию неэффективных, а иногда и ошибочных решений по дальнейшей работе скважины, и как следствие снижение межремонтного периода и увеличение затрат на подъем тонны нефти.This method makes it possible to determine the operability of the sucker rod pump without taking into account the tightness of the elevator and the productivity of the well, which leads to high errors in the results of the study, the adoption of ineffective, and sometimes erroneous decisions for further work of the well, and as a result, a decrease in the overhaul period and an increase in the cost of lifting tons of oil.
Известен Способ исследования нефтяных скважин (а.с. СССР №144129, МКИ С01Р 23/58, Е21В 47/04, публикация 01.01.1962), в котором для повышения качества исследования на приток и сокращения времени, исследование осуществляют нагнетанием газа под давлением с одновременным прослеживанием понижения уровня при установившемся давлении или снятием давления путем выпуска из скважины сжатого воздуха и прослеживанием повышения уровня во времени.A well-known Method for the study of oil wells (USSR AS No. 144149, MKI S01P 23/58, E21B 47/04, publication 01/01/1962), in which to improve the quality of the study for inflow and reduce time, the study is carried out by pumping gas under pressure with simultaneously tracking the decrease in level at steady pressure or relieving pressure by releasing compressed air from the well and tracking the level increase over time.
Данный способ позволяет получить параметры пласта, но не позволяет определить работоспособность подземного и наземного оборудования скважины, а так же приводит к большим финансовым затратам на извлечение оборудования из скважины, проведение работ по исследованию и обратная установка оборудования. Это приводит к увеличению себестоимости подъема тонны нефти.This method allows to obtain the parameters of the reservoir, but does not allow to determine the operability of the underground and ground equipment of the well, and also leads to large financial costs for removing equipment from the well, carrying out research work and reinstalling the equipment. This leads to an increase in the cost of lifting a ton of oil.
Известен способ исследования системы скважина-насос с помощью проведения динамометрирования и замера уровня жидкости в затрубном пространстве. (Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. Недра, 1989. 480 стр., 11.6. Исследования насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок, стр. 336). Насосные скважины исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии С(Ар) зависимости дебита от режимных параметров работы установки. По данным исследованиям определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины.A known method of researching a well-pump system using dynamometry and measuring the fluid level in the annulus. (Operation of oil and gas wells. A.I. Akulshin, V.S. Boyko, Yu.A. Zarubin, V.M. Doroshenko. Nedra, 1989. 480 pp., 11.6. Research of pumping wells and dynamometry of borehole pumping units, p. 336). Pumping wells are examined mainly under steady-state conditions in order to obtain an indicator line C (Ap) of the flow rate dependence on the operating parameters of the installation. According to research, determine the parameters of the reservoir and establish the mode of operation of the well.
Данный способ имеет ряд недостатков, не представляется возможным определить работоспособность лифта скважины, истинный приток к скважине, состав флюида, истинную производительность насоса, что приводит к погрешности расчета системы «скважина-насос», т.к. не учитываются утечки в насосно-компрессорных трубах, не определяется истинный приток продукции к скважине, а также состав добываемого флюида. Это, в целом, приводит к высокой степени неопределенности в расчетах и дальнейшего подбора оптимальной работы системы скважина-пласт, и значительно сокращает межремонтный период работы скважины, увеличивает количество ремонтов в отчетный период. Все это приводит к высоким финансовым затратам и увеличению себестоимости 1 тонны нефти.This method has a number of disadvantages, it is not possible to determine the operability of the well’s lift, the true inflow to the well, the composition of the fluid, the true productivity of the pump, which leads to an error in the calculation of the well-pump system, because leakages in tubing are not taken into account, the true flow of products to the well, and the composition of the produced fluid are not determined. This, in general, leads to a high degree of uncertainty in the calculations and further selection of the optimal operation of the well-formation system, and significantly reduces the overhaul period of the well’s operation, increases the number of repairs in the reporting period. All this leads to high financial costs and an increase in the cost of 1 ton of oil.
Известен«Способ исследования нефтяных скважин» (а.с.СССР 652285, МКИ Е21В 47/00, публикация25.03.1979), взятый за прототип, путем восстановления забойного давления до пластового и измерения в процессе отбора флюида падения забойного давления, после замера падения пластового давления прекращают отбор флюида и замеряют изменения давления во времени на забое, в затрубном пространстве и на буфере, а величине притока определяют по предложенной формуле:The well-known "Method for the study of oil wells" (a.s.SSSR 652285, MKI E21B 47/00, publication 03/25/1979), taken as a prototype, by restoring the bottomhole pressure to the reservoir and measuring during the selection of the fluid the bottomhole pressure drop, after measuring the formation dip pressure stop fluid selection and measure the pressure changes over time at the bottom, in the annulus and on the buffer, and the inflow value is determined by the proposed formula:
(,1= Г3+Гп 4Рс(р _ бРэ(с) _ арбй) у ’ άι сП у ’ сП ’ где д(1) - значение притока флюида, см3/с;(1 = Fn + F3 4Rs (BDT p _ (c) _ arby) y 'άι cps y' cp 'wherein d (1) - value of the fluid flow in cm 3 / s;
Г3, Гп площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб, см2;G 3 , G p the cross-sectional area of the annulus and lifting pipes, cm 2 ;
Рс,Рз,Рб - давление восстановления на забое, на устье и в затрубномпространстве на буфере, кгс/см2;Pc, Pz, Pb - recovery pressure at the bottom, at the mouth and in the annulus at the buffer, kgf / cm 2 ;
γ - удельный вес нефти в пластовых условиях, г/см3.γ is the specific gravity of oil under reservoir conditions, g / cm 3 .
Этот способ имеет ряд недостатков: не определяется работоспособность погружного и наземного оборудования, а так же герметичность подъемного лифта. Данные факторы сильно влияют на качество диагностики системы «скважина-насос», Не позволяют объективно оценить ситуацию, что приводит к частому выходу погружного оборудования из строя, и увеличению затрат на его замену.This method has several disadvantages: the operability of submersible and ground equipment is not determined, as well as the tightness of the elevator. These factors strongly affect the quality of diagnostics of the well-pump system. They do not allow an objective assessment of the situation, which leads to frequent failure of submersible equipment, and an increase in the cost of replacing it.
Кроме того, хотелось бы отметить, что все эти исследования производятся в разные периоды времени, а значит и при различных состояниях скважины и целостную объективную картину о состоянии скважины и работающего на ней оборудования получить невозможно, хотя на исследования затрачивают большие средства.In addition, I would like to note that all these studies are carried out at different periods of time, which means that it is impossible to get a complete objective picture of the state of the well and the equipment running on it for different conditions of the well, although it costs a lot of research.
Технической задачей предлагаемого изобретения является сокращение затрат на проведение гидро- 1 024820 динамических исследований за счет комплексности, при одном состоянии скважины и оборудования, что дает целостную объективную картину. Это исключает излишние ремонты скважин, потери добычи углеводородов, связанных с простоем скважин во время ремонтов, покупки нового оборудования взамен вышедшего из строя, не допущение уменьшения коэффициента продуктивности скважины в связи с частым глушением. Все это связанно с увеличением наработки на отказ глубинно-насосного оборудования, благодаря правильному и сбалансированному подбору режима работы системы скважина-насос.The technical task of the invention is to reduce the cost of carrying out hydro-dynamic research 1,024,820 due to complexity, with one condition of the well and equipment, which gives a holistic objective picture. This eliminates unnecessary well repairs, loss of hydrocarbon production associated with downtime of wells during repairs, purchase of new equipment to replace failed ones, and prevention of a decrease in the well productivity coefficient due to frequent jamming. All this is associated with an increase in the time between failures of the downhole pumping equipment, due to the correct and balanced selection of the operating mode of the well-pump system.
Техническим результатом изобретения является получение реальной картины работы скважины, всех ее соответствующих параметров относящихся к одному состоянию скважины при сокращении затрат на исследования.The technical result of the invention is to obtain a real picture of the operation of the well, all its relevant parameters related to the same condition of the well while reducing research costs.
Технический результат достигается за счет того, что в способе гидродинамических исследований диагностики скважины, оборудованной установкой штангового глубинного насоса (ШГН), все исследования проводят при работающей скважине с кратковременной остановкой (3 часа) в один период времени комплексно в следующем порядке: динамометрирование с тестом клапанов, замер динамического уровня, замер затрубного давления, замеры буферного и линейного давления, опрессовка насоса, лифта НКТ и устьевой арматуры, отбор устьевой пробы, запись мини КВУ, запись мини-КПУ, замер дебита жидкости.The technical result is achieved due to the fact that in the method of hydrodynamic studies for diagnosing a well equipped with a sucker rod pump (SHG), all studies are carried out while the well is operating with a short stop (3 hours) in one period of time in a complex manner in the following order: dynamometry with valve test , dynamic level measurement, annular pressure measurement, buffer and line pressure measurements, pressure testing of the pump, tubing and wellhead fittings, wellhead sampling, recording of mini-PLC, for vivo Recording mini CPU, liquid flow rate measurement.
Подобран ряд технологических процессов, производимых в один период времени при одном состоянии скважины, позволяющий наиболее полно оценить работу системы «скважина-насос», и более точно сбалансировать ее работу, что приводит к увеличению наработки на отказ. Как видно из представленных аналогов известны различные способы исследования скважин, но они не дают реальной картины работы скважины, т.к. каждое исследование производят отдельно в разные промежутки времени, а их результаты приводят к скважине, состояние которой изменяется во времени, результат-необъективность оценки работы скважины и, как следствие, дополнительные затраты на исправление ошибок. Только комплексное использование этих видов исследования, приведенное к одному состоянию работающей скважины, дает возможность получения реальной картины работы скважины и ее параметров. При этом, все существенные отличительные признаки направлены на достижение технического результата и решения технической задачи, а значит данное техническое решение отвечает критерию «единство изобретательского замысла». Применением электронного высокочувствительного оборудования для замеров устьевых параметров, таких как: динамический уровень в затрубном пространстве, давление в затрубном и буферном пространстве, дебит добываемой продукции, определение работоспособности насоса (динамометрирование). Во время исследования получаем следующий набор данных: кривую изменения уровня, кривые изменения затрубного и буферного давления, параметры работы глубинно-насосного оборудования, параметры работы насосно-компрессорных труб (подъемного лифта), параметры добываемо продукции.A number of technological processes have been selected that are carried out in one period of time under the same state of the well, which allows to more fully evaluate the work of the well-pump system and more accurately balance its work, which leads to an increase in MTBF. As can be seen from the presented analogues, various methods for researching wells are known, but they do not give a real picture of the operation of the well, each study is carried out separately at different time intervals, and their results lead to a well, the state of which changes over time, the result is biased assessment of the operation of the well and, as a result, the additional cost of correcting errors. Only the integrated use of these types of studies, reduced to one state of a working well, makes it possible to obtain a real picture of the work of the well and its parameters. Moreover, all the essential distinguishing features are aimed at achieving a technical result and solving a technical problem, which means that this technical solution meets the criterion of “unity of inventive concept”. The use of highly sensitive electronic equipment for measuring wellhead parameters, such as: dynamic level in the annulus, pressure in the annulus and buffer space, production rate, determination of pump operability (dynamometry). During the study, we obtain the following data set: level change curve, annular and buffer pressure change curves, operation parameters of downhole pumping equipment, operation parameters of tubing (lift elevator), production parameters.
Предлагаемый способ работает следующим образом. Исследование выполняется на работающей скважине. В процессе исследования производятся следующие виды работ: динамометрирование с тестом клапанов, отжим пены при необходимости, замер динамического уровня (расчет Рзаб), замер затрубного давления, замеры буферного и линейного давления, опрессовку насоса, лифта НКТ и устьевой арматуры, отбор устьевой пробы, запись мини КВУ, по которой определяется моментальный приток к скважине, запись мини КПУ по которой определяется производительность глубинно-насосного оборудования, замер дебита жидкости.The proposed method works as follows. The study is performed on a working well. During the study, the following types of work are performed: dynamometry with a valve test, foam extraction if necessary, dynamic level measurement (Rzab calculation), annular pressure measurement, buffer and line pressure measurements, pressure testing of the pump, tubing and wellhead fittings, wellhead sampling, recording mini KVU, which determines the instant inflow to the well, recording a mini KPU, which determines the performance of the downhole pumping equipment, measuring fluid flow rate.
Приток из пласта и производительность установки производится расчетным путем исходя из мини КВУ и КПУ, соответственно. При этом для замеров устьевых давлений применяется устьевой электронный манометр. Для снятия динамограмм и тестирования клапанов применяется: динамограф типа СИДДОСАвтомат, ГЕОСТАР, §АР. Для замера динамического уровня применяется уровнемер типа СУДОС - Автомат, ГЕОСТАР, ЭХОМЕТР. Замер дебита производится на стационарной замерной установке, либо с применением специализированных передвижных замерных установок. Перед проведением исследования производят проверку работоспособности вентилей и задвижек на линии, буфере и технологическом отводе («затрубе»). Проводят динамометрирование с тестом приемного и нагнетательного клапанов. При необходимости проводят отжим пены с построением графика. Замеряют динамический уровень и рассчитывают забойное давление на верхние дыры интервала перфорации:The inflow from the reservoir and the productivity of the installation is calculated using the mini-HLC and the CPU, respectively. At the same time, a wellhead electronic pressure gauge is used to measure wellhead pressures. To obtain dynamograms and test valves, the following are used: dynamograph type SIDDOSAvtomat, GEOSTAR, §AP. To measure the dynamic level, a level gauge of the type SUDOS - Automatic, GEOSTAR, ECHOMETER is used. The flow rate is measured on a stationary metering unit, or using specialized mobile metering units. Before conducting the study, check the operability of the valves and gate valves on the line, buffer and technological tap ("pipe"). Dynamization is carried out with a test of the intake and discharge valves. If necessary, spin the foam with a graph. The dynamic level is measured and the bottomhole pressure on the upper holes of the perforation interval is calculated:
Рзаб = Рсмеси *(ВДП - Ндин)*0,098 + Рзатр гдеRzab = Rsmesi * (VDP - N din ) * 0,098 + Rzatr where
Рсмеси = Рнефги * (Д - % / 100) + Рводы * % / 100 рнефти- плотность нефти в пластовых условиях, г/см3; рводы- плотность воды, г/см3. Замеряют буферное и линейное давление. Производят опрессовку глубинно - насосного оборудования, лифта НКТ и устьевой арматуры. Производят отбор устьевой пробы. Производят замер мини КВУ. Время остановки скважины определяется исходя из скорости застывания парафина, и ориентировочно составляет 3 часа. Рассчитывают моментальный приток из пласта:Rsmesi Rnefgi * = (D -% / 100) + Rvody *% / 100 p is f ti - oil density at reservoir conditions, g / cm 3; p water - the density of water, g / cm 3 . Measure the buffer and linear pressure. They make pressure testing of downhole pumping equipment, tubing elevator and wellhead fittings. A wellhead sample is taken. Measure mini HLC. The well shut-off time is determined based on the paraffin hardening rate, and is approximately 3 hours. The instant inflow from the reservoir is calculated:
9пРИтоха = (1440*5Кол*АН)/Д! где9n RI tox a = (1440 * 5 K ol * AN) / D! Where
- 2 024820 '5кол ^колонны Зстеики НКТ, δ стенки НКТ =5 стенки НКТ =>стенки НКТ наружный ~ Зстенкн НКТ внутренний ?- 2 024820 '5col ^ tubing Zstiki strings, δ tubing walls = 5 tubing walls => outer tubing walls ~ Internal tubing tubing?
ΔΗ — Н начальный ” НконечныйΔΗ - N starting ”Non-final
Произвести замер мини КПУ в течение 3 ч. Рассчитать производительность насоса:Measure the mini CPU for 3 hours. Calculate the pump capacity:
Оподачи насоса “ Ротбора + Эпрнтока Ожндкоети по АГЗУ ~Эподачи насоса Отбора = ( 1440* 5кол*ЛН)/Д1 где δ кол — δΚι ι1<ΙΗΝΚ| внутренний ^стенки НКТ наружный;Submission of the pump “Rotbora + Eprntoka Ozhndkoeti according to AGZU ~ Submission of the pump Sampling = (1440 * 5col * LN) / D1 where δ count - δ Κι ι1 <ΙΗΝΚ | inner ^ wall of tubing outer;
АП — НначальнЫй - НконечныйAP - N STARTS - Nkonechny
Замеряют дебит жидкости на стационарной замерной установке либо на специализированной передвижной замерной установке.Measure the fluid flow rate at a stationary metering unit or at a specialized mobile metering unit.
После окончания исследования запускают скважину в работу в текущем режиме и производят демонтаж приборов.After the study is completed, the well is put into operation in the current mode and the devices are dismantled.
Обработка полученных данных.Processing received data.
Сначала производится пересчет данных кривой изменения уровня в забойные давления, затем интерпретируются результаты динамометрирования, Производится аналитическая обработка и аппроксимация полученных графиков, производится расчет параметров текущей работы системы скважина-насос, производится подбор параметров для оптимальной работы системы скважина-насос.First, the data of the level curve is converted to bottomhole pressures, then the results of dynamometry are interpreted, the graphs are analyzed and approximated, the parameters of the current work of the well-pump system are calculated, and parameters are selected for the optimal operation of the well-pump system.
Claims (1)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KZ20131331 | 2013-10-10 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201401011A2 EA201401011A2 (en) | 2015-04-30 |
| EA201401011A3 EA201401011A3 (en) | 2015-05-29 |
| EA024820B1 true EA024820B1 (en) | 2016-10-31 |
Family
ID=53008195
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201401011A EA024820B1 (en) | 2013-10-10 | 2014-09-19 | Method of hydrodynamic surveys-diagnostics of well equipped with sucker rod pumping (srp) unit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA024820B1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA038583B1 (en) * | 2020-02-19 | 2021-09-17 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for the control of a downhole pump supply process |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143546A (en) * | 1978-01-23 | 1979-03-13 | Litton Systems, Inc. | Sucker rod pump dynamometer |
| SU653385A1 (en) * | 1977-01-25 | 1979-03-25 | Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ТатНИПИнефть" | Method of investigating oil wells |
| RU2153063C1 (en) * | 1998-12-01 | 2000-07-20 | Нефтегазодобывающее управление "Ижевскнефть" | Method of increasing productivity of wells equipped by sucker-rod pumps |
| RU2168653C2 (en) * | 1999-09-06 | 2001-06-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Device for diagnosis of state downhole pumping equipment |
| RU2370635C2 (en) * | 2007-09-18 | 2009-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Универсал-Сервис" | Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation |
-
2014
- 2014-09-19 EA EA201401011A patent/EA024820B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU653385A1 (en) * | 1977-01-25 | 1979-03-25 | Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ТатНИПИнефть" | Method of investigating oil wells |
| US4143546A (en) * | 1978-01-23 | 1979-03-13 | Litton Systems, Inc. | Sucker rod pump dynamometer |
| RU2153063C1 (en) * | 1998-12-01 | 2000-07-20 | Нефтегазодобывающее управление "Ижевскнефть" | Method of increasing productivity of wells equipped by sucker-rod pumps |
| RU2168653C2 (en) * | 1999-09-06 | 2001-06-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Device for diagnosis of state downhole pumping equipment |
| RU2370635C2 (en) * | 2007-09-18 | 2009-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Универсал-Сервис" | Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201401011A2 (en) | 2015-04-30 |
| EA201401011A3 (en) | 2015-05-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7114557B2 (en) | System and method for optimizing production in an artificially lifted well | |
| Aliev et al. | Robust technology and system for management of sucker rod pumping units in oil wells | |
| US20050199391A1 (en) | System and method for optimizing production in an artificially lifted well | |
| CN106089184B (en) | method and device for diagnosing working condition of underground oil well pump | |
| US20210164340A1 (en) | Method and apparatus for automated pressure integrity testing (apit) | |
| US20130317762A1 (en) | System, Method, And Computer Readable Medium For Calculating Well Flow Rates Produced With Electrical Submersible Pumps | |
| CN105298479B (en) | The diagnostic method and its system of pressure break straight well oil-producing (gas) position | |
| US10208548B2 (en) | Method for detecting gain or loss of drilling fluid in a drilling installation associated calculation system and associated drilling installation | |
| US20180216428A1 (en) | Systems and methods for well control using pressure prediction | |
| Carlsen et al. | Utilizing instrumented stand pipe for monitoring drilling fluid dynamics for improving automated drilling operations | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| RU2693090C1 (en) | Method for determining tubing tightness in injection wells | |
| EA024820B1 (en) | Method of hydrodynamic surveys-diagnostics of well equipped with sucker rod pumping (srp) unit | |
| CN105569623B (en) | Well head combined measuring device and its method for water injection well | |
| RU2368772C1 (en) | Monitoring method of multi-bed well with elimination of cross-flows between beds | |
| Sam et al. | Fully automated fluid level measurement tool | |
| Rowlan et al. | Overview of beam pump operations | |
| CN114427444A (en) | Bottom hole pressure prediction method for oil production well in flowing period | |
| RU2593606C1 (en) | Method for monitoring process parameters in stratum tube test | |
| RU2655547C1 (en) | Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly | |
| WO2020155601A1 (en) | Method for distinguishing authenticity of high-pressure physical property parameters of oil reservoir | |
| Rowlan et al. | Pump Card reference load lines used for analysis and troubleshooting | |
| RU2643871C1 (en) | Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage | |
| Islam et al. | Automated pressure integrity testing APIT-A step change approach | |
| RU2013104859A (en) | METHOD FOR OPENING PRODUCTIVE LAYER AT DEPRESSION |
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 KG TJ TM |