EA025383B1 - Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation - Google Patents

Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation Download PDF

Info

Publication number
EA025383B1
EA025383B1 EA201400598A EA201400598A EA025383B1 EA 025383 B1 EA025383 B1 EA 025383B1 EA 201400598 A EA201400598 A EA 201400598A EA 201400598 A EA201400598 A EA 201400598A EA 025383 B1 EA025383 B1 EA 025383B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
tubing
flow
fluid
well
mouth
Prior art date
Application number
EA201400598A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201400598A1 (en
Inventor
Тельман Аббас Оглы Алиев
Аббас Гейдар оглы Рзаев
Гамбар Агаверди Оглы Гулиев
Original Assignee
Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики
Фонд Развития Науки При Президенте 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 Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики, Фонд Развития Науки При Президенте Азербайджанской Республики filed Critical Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики
Priority to EA201400598A priority Critical patent/EA025383B1/en
Publication of EA201400598A1 publication Critical patent/EA201400598A1/en
Publication of EA025383B1 publication Critical patent/EA025383B1/en

Links

Landscapes

  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)

Abstract

The invention relates to oil producing industry, in particular, to control engineering, and can be used in centralized oil well production management systems. The essence of the invention consists in a method for control of a pump displacement process comprising automatic control of borehole pump displacement for a definite formation fluid withdrawal rate with maintenance of a constant dynamic fluid level in the producing string. The method includes measurements of the force in the gland rod and of the fluid level in the producing string. The fluid level is adjusted by varying beam oscillation frequency of the beam-balanced pumping unit. Additionally, pressure is measured in the well discharge line and in the mouth of the tubing, and the pump displacement is determined according to the following algorithm:The essence of the invention consists also in a device for implementing the method. The device comprises force and dynamic level sensors, a control unit and a speed variator with a servo drive. The device further includes pressure sensors in the well discharge line and in the mouth of the tubing. The claimed invention allows prompt and reliable monitoring and management of well operation.

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 (1) автоматического регулирования 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 стабильность подачи насоса не всегда обеспечивает стабильность уровня в эксплуатационной колонне, 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 на величину подачи насоса в нем не учитывается влияние утечки в нагнетательном и всасывающем клапанах и между плунжером и втулками цилиндра, а также % износа насоса во времени, что также влияет на качество управления (точности и надежности).A known method (1) of automatically controlling the stability of the submersible pump supply while maintaining a constant dynamic level of fluid in the production casing. The method includes measuring the force on the stuffing box and the dynamic level in the production casing. For this, the initial pumping rate of the formation fluid is selected so that at 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 non-filling increases and the pumping speed automatically decreases. The disadvantage of this method is that the stability of the pump supply does not always ensure the stability of the level in the production string, 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 the pump feed rate does not take into account the effect of leakage in the discharge and suction valves and between the plunger and cylinder sleeves, as well as the percentage of pump wear over time, 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 подачи насоса, 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 давление на выкидной линии скважины и устье насосно-компрессорной трубы (НКТ), а подачу насоса определяют по следующему алгоритму:The essence of the invention consists in a method of controlling the pump supply process, which consists in automatic control, with a certain flow rate of the formation fluid, the stability of the submersible pump supply while maintaining a constant dynamic fluid level in the production casing. 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, pressure is measured at the flow line of the well and the mouth of the tubing, and the pump flow is determined by the following algorithm:

N р р = мврв + (ΐ “ Μς)ρ„.N p p = m in p in + (ΐ “Μς) ρ„.

где О - подачи насоса (дебит пластовой жидкости), м3/ч;where O is the feed pump (flow rate of the reservoir fluid), m 3 / h;

Р - площадь поперечного сечения обратного клапана, м2;P is the cross-sectional area of the check valve, m 2 ;

α - коэффициент расхода, который учитывает неравномерное распределение скоростей пластовой жидкости (ПЖ) по сечению потока, обусловленное вязкостью добываемой жидкости и трением ее о стенки выкидного трубопровода и насосно-компрессорной трубы (НКТ) скважины;α is the flow coefficient, which takes into account the uneven distribution of formation fluid (RV) velocities over the cross section due to the viscosity of the produced fluid and its friction against the walls of the flow pipe and tubing of the well;

ρ - плотность добываемой жидкости, кг/м3;ρ is the density of the produced fluid, kg / m 3 ;

рв и рн - плотность воды и нефти соответственно, кг/м3;p in and r n - the density of water and oil, respectively, kg / m 3 ;

V - содержание воды в ПЖ, долевая.V - water content in the pancreas, fractional.

Сущность изобретения состоит также в устройстве для автоматического управления процессом подачи насоса. Устройство содержит датчики усилия и динамического уровня, блок управления и вариатор скоростей с сервоприводом. Устройство дополнительно содержит датчики давления на выкидной линии скважин и устье НКТ. Все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с входом блока управления, а выход блока управления связан с входом вариатора скоростей.The invention also consists in a device for automatically controlling the pump supply process. The device contains force and dynamic level sensors, a control unit and a speed variator with a servo drive. The device further comprises pressure sensors on the flow line of the wells and the mouth of the tubing. 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 давления на выкидной линии и устье НКТ и алгоритмом расчета подачи насоса (дебита нефти). Новым существенным признаком также является введенные в устройство датчики давления, установленные на выкидной линии скважины и устье НКТ. 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: measuring the pressure on the flow line and the mouth of the tubing and the algorithm for calculating the pump flow (oil flow rate). A new significant feature is the pressure sensors introduced into the device installed on the flow line of the well and the mouth of the tubing. 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 стабилизации подачи насоса является дебит пластовой жидкости, то в отличие от прототипа, в котором указанный параметр определяется по динамограмме, в заявляемом изобретении расчет дебита пластовой жидкостиA 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 of the pump flow is the rate of formation fluid, 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

- 1 025383 осуществляется по алгоритму, разработанному авторами изобретения. Анализ промысловых экспериментальных данных, показал, что между перепадом давления в обратном клапане (ДР=Р1-Р2) при движении плунжера насоса вверх, уровнем жидкости в эксплуатационной колонне и подачей глубинного насоса (дебитом пластовой жидкости) существует тесная взаимосвязь. А фактическая подача насоса определяется не числом качаний станка-качалки и ходом полированного штока, а давлением Р1, который он создает на выходе. Поэтому для более точного и надежного определения дебита пластовой жидкости и, следовательно, управлением подачи насоса снимаются дополнительные параметры: давление пластовой жидкости на выкидной линии и устье НКТ. Предложенный алгоритм расчета подачи насоса (дебита пластовой жидкости), который, 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 025383 is carried out according to the algorithm developed by the inventors. An analysis of field experimental data showed that there is a close relationship between the pressure drop in the non-return valve (ДР = Р 1 -Р 2 ) when the pump plunger moves upward, the liquid level in the production casing and the submersible pump supply (production fluid flow rate). And the actual pump flow is determined not by the number of swings of the rocking machine and the stroke of the polished rod, but by the pressure P 1 that it creates at the outlet. Therefore, to more accurately and reliably determine the flow rate of the formation fluid and, therefore, control of the pump supply, additional parameters are removed: the pressure of the formation fluid at the flow line and the mouth of the tubing. The proposed algorithm for calculating the pump flow (reservoir fluid rate), which, 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) были дополнительно установлены датчики давления на выкидной линии скважины и устье НКТ.According to the developed algorithm and the parameters necessary for its solution, pressure sensors were additionally installed in the system (device) on the flow line of the well and the mouth of the tubing.

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 чертеже, где приведена принципиальная схема устройства управления процессом добычи нефти, которая содержит датчик усилия 1;The invention is illustrated in the drawing, which shows a schematic diagram of a device for controlling the process of oil production, which contains a force sensor 1;

преобразователь датчика усилия 2; датчик уровня 3; преобразователь уровня 4; датчик давления 5; преобразователь давления 6; датчик давления 7; преобразователь давления 8; вариатор 7; блок управления 10; полированный шток 11; эксплуатационную колонну 12; выкидную линию скважин 13.force sensor transducer 2; level sensor 3; level 4 converter; pressure sensor 5; pressure transmitter 6; pressure sensor 7; pressure transmitter 8; CVT 7; control unit 10; polished stem 11; production casing 12; flow line of wells 13.

Система (установка) работает следующим образом. В блоке управления с заданной частотой подключаются преобразователи 2, 4, 6, 8 и опрашиваются значения датчиков усилий, установленных на сальниковом штоке 11; уровня жидкости, установленного на устье эксплуатационной колонны 12; давлений, установленных на выкидной линии скважины 13 и на устье НКТ 7. Датчики, установленные в системе, являются известными устройствами: датчик усилия - ЭтатотеЮг НТ; датчик уровня - эхомер Рето1е Иге Са/ Кип, датчики давления В памяти ЭВМ блока управления 10 вводятся данные о фактическом дебите ПЖ: измеряемый ГЗУ (групповой замерной установкой), плотности воды (рв) и нефти (рн), содержание воды в пластовой жидкости XV,.. и определяют численное значение ос подачи насоса (дебита ПЖ). 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 С|>- дебита ПЖ с его расчетным значением Ср· определяемым по формулеThe system (installation) operates as follows. In the control unit with a given frequency, converters 2, 4, 6, 8 are connected and the values of the force sensors installed on the stuffing box 11 are interrogated; the level of fluid installed at the mouth of the production casing 12; the pressures installed on the flow line of the well 13 and at the mouth of the tubing 7. Sensors installed in the system are known devices: force sensor - EtatoteYug NT; level sensor - echo meter Retoye Ige Sa / Kip, pressure sensors In the computer memory of control unit 10, data are entered on the actual flow rate of the pancreas: measured GZU (group metering unit), water density (p in ) and oil (p n ), water content in the reservoir liquids XV, .. and determine the numerical value of the os of the pump supply (flow rate of the pancreas). The calculated value obtained is compared with a predetermined flow rate and when deviated upward, the 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) values of C |> - the flow rate of the pancreas are compared with its calculated value C p · determined by the formula

С = «р — <Л-р2); дс = Сф-Ср в момент времени τ. Если значение АС находится в допустимых пределах, то значение коэффициента ос не изменяется, т.е. α= οοηδί. Если значение АС, 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 новое значение коэффициента х. Следовательно, АС является индикатором состояния насосного оборудования и пласта, а фактическая подача насоса определяется не числом качаний станка-качалки и ходом полированного штока, а давлением, который он создает на выходе.C = "p - <L-p 2 ); ds = C f -C p at time τ. If the AC value is within acceptable limits, then the value of the coefficient a does not change, i.e. α = οοηδί. If the AC value is beyond the permissible limit, reflecting the abnormal deep processes occurring in the pumping equipment (leaks, wear, etc.) and the reservoir (sand development, changes in the viscosity and permeability of the reservoir, etc.), then it is necessary to calculate a new value coefficient x. Therefore, the AC is an indicator of the state of the pumping equipment and the reservoir, and the actual pump flow is determined not by the number of swings of the pumping unit and the stroke of the polished rod, but by the pressure that it creates at the outlet.

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.

Литература.Literature.

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 автоматического поддержания постоянным динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне при заданном дебите пластовой жидкости с помощью насоса, в котором измеряют усилие в сальниковом штоке и уровень жидкости в эксплуатационной колонне и регулируют частоту качания балансира станка-качалки, отличающийся тем, что дополнительно измеряют давление на выкидной линии скважины и на устье насосно-компрессорной трубы, а подачу насоса станка-качалки рассчитывают по следующему алгоритму:1. The method of automatically maintaining constant dynamic fluid level in the production string at a given flow rate of the formation fluid using a pump, which measures the force in the gland rod and fluid level in the production string and adjusts the rocking frequency of the rocker rocking machine, characterized in that it additionally measures pressure on the flow line of the well and at the mouth of the tubing, and the pump flow of the pumping unit is calculated according to the following algorithm: 0 = «: Р р = + (1 - И4)р„.0 = “: P p = + (1 - I4) p„. где О - подачи насоса (дебит пластовой жидкости), м3/ч;where O is the feed pump (flow rate of the reservoir fluid), m 3 / h; Р - площадь поперечного сечения обратного клапана, м2;P is the cross-sectional area of the check valve, m 2 ; α - коэффициент расхода, который учитывает неравномерное распределение скоростей пластовой жидкости (ПЖ) по сечению потока, обусловленное вязкостью добываемой жидкости и трением ее о стенки выкидного трубопровода и насосно-компрессорной трубы скважины;α is the flow coefficient, which takes into account the uneven distribution of formation fluid (RV) velocities over the flow cross section, due to the viscosity of the produced fluid and its friction against the walls of the flow pipe and the well tubing; ρ - плотность добываемой жидкости, кг/м3;ρ is the density of the produced fluid, kg / m 3 ; рв и рн - плотность воды и нефти соответственно, кг/м3;p in and r n - the density of water and oil, respectively, kg / m 3 ; \ν„ - содержание воды в ПЖ, долевая;\ ν „- water content in the pancreas, fractional; Р1; Р2 - давление в устье и на выкидной линии скважины насосно-компрессорной трубы (НКТ) соответственно.P 1 ; P 2 - pressure at the wellhead and on the flow line of the well tubing (tubing), respectively. 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 датчики давления на выкидной линии скважины и на устье насосно-компрессорной трубы, а все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с входом блока управления, а выход блока управления связан с вариатором скоростей, который связан с сервоприводом.2. The device for implementing the method according to claim 1, containing a control unit, force and dynamic level sensors, a speed variator with a servo drive, characterized in that it further comprises pressure sensors on the flow line of the well and at the mouth of the tubing, and all outputs sensors through appropriate converters are connected to the input of the control unit, and the output of the control unit is connected to a speed variator, which is connected to the servo drive.
EA201400598A 2014-04-01 2014-04-01 Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation EA025383B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201400598A EA025383B1 (en) 2014-04-01 2014-04-01 Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201400598A EA025383B1 (en) 2014-04-01 2014-04-01 Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201400598A1 EA201400598A1 (en) 2015-10-30
EA025383B1 true EA025383B1 (en) 2016-12-30

Family

ID=54344715

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201400598A EA025383B1 (en) 2014-04-01 2014-04-01 Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation

Country Status (1)

Country Link
EA (1) EA025383B1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA036115B1 (en) * 2018-07-13 2020-09-30 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method of oil production process control
EA037811B1 (en) * 2019-04-05 2021-05-24 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method for diagnosting formation fluid leakage when operating a sucker rod pump and device for implementation thereof

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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 (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2140523C1 (en) * 1997-06-24 1999-10-27 Самарская государственная архитектурно-строительная академия Method of automatic control of operating conditions of well equipped with submersible electrical centrifugal pump
RU2163658C2 (en) * 1999-05-28 2001-02-27 Открытое акционерное общество "Уральский научно-исследовательский технологический институт" Method of optimal control over sucker-rod pump installation of oil well
CA2250726C (en) * 1996-04-10 2003-12-02 Robert E. Dutton Pump-off controller
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2250726C (en) * 1996-04-10 2003-12-02 Robert E. Dutton Pump-off controller
RU2140523C1 (en) * 1997-06-24 1999-10-27 Самарская государственная архитектурно-строительная академия Method of automatic control of operating conditions of well equipped with submersible electrical centrifugal pump
RU2163658C2 (en) * 1999-05-28 2001-02-27 Открытое акционерное общество "Уральский научно-исследовательский технологический институт" Method of optimal control over sucker-rod pump installation of oil well
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

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA036115B1 (en) * 2018-07-13 2020-09-30 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method of oil production process control
EA037811B1 (en) * 2019-04-05 2021-05-24 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method for diagnosting formation fluid leakage when operating a sucker rod pump and device for implementation thereof

Also Published As

Publication number Publication date
EA201400598A1 (en) 2015-10-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9470076B2 (en) Systems and methods for production of gas wells
WO2015191091A1 (en) Method and apparatus for measuring drilling fluid properties
RU2015132796A (en) FLOW DIFFERENCE IN A CIRCULATION SYSTEM FOR A DRILLING FLUID FOR A DRILLING FLUID PRESSURE REGULATION
EA025383B1 (en) Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation
NO20130781A1 (en) Stromningsmaling
RU2581180C1 (en) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2532488C1 (en) Method to optimise oil production
EA038439B1 (en) Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2562628C1 (en) Method of liquid dynamic level determination in well
EA019848B1 (en) Method for managing oil production process and device therefor
EA034703B1 (en) Method for automatic measurement of deep well pump cylinder filling degree (factor)
EA036115B1 (en) Method of oil production process control
EA038583B1 (en) Method for the control of a downhole pump supply process
RU2701673C1 (en) Device for determination of water content of well oil
RU2676109C1 (en) Method for controlling moisture content in oil-drilling well products
RU2542030C1 (en) Method of regulating well operation in regard to initial water separation
RU2667183C1 (en) Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump
EP2821588A1 (en) Pipeline-riser system and method of operating the same
RU2724728C1 (en) Method of selecting optimal mode of oil well operation
EA045061B1 (en) METHOD FOR CONTROLLING THE SUPPLY PROCESS OF A DEEP PUMP
EA023666B1 (en) Deep well pump diagnostics method
RU2548460C1 (en) Control method for production and actions system at wells cluster
RU2571321C1 (en) Method of determination of dynamic level in annulus of water cut gas well
Topolnikov et al. To the question of modeling processes in oil-producing a well during short periodic operation by electric centrifugal pump installations

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 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