RU2009142437A - SYSTEM AND METHOD FOR MONITORING AND REGULATING WELL DEBIT - Google Patents

SYSTEM AND METHOD FOR MONITORING AND REGULATING WELL DEBIT Download PDF

Info

Publication number
RU2009142437A
RU2009142437A RU2009142437/03A RU2009142437A RU2009142437A RU 2009142437 A RU2009142437 A RU 2009142437A RU 2009142437/03 A RU2009142437/03 A RU 2009142437/03A RU 2009142437 A RU2009142437 A RU 2009142437A RU 2009142437 A RU2009142437 A RU 2009142437A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flow rate
well
fluid
setting
downhole
Prior art date
Application number
RU2009142437/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2484242C2 (en
Inventor
Брайан Л. ТИГПЕН (US)
Брайан Л. ТИГПЕН
Гай П. ВАЧОН (US)
Гай П. ВАЧОН
Гарабед ЙЕРИАЗАРИАН (US)
Гарабед ЙЕРИАЗАРИАН
Чжаэдон ЛИ (US)
Чжаэдон ЛИ
Чи М. ЧОК (US)
Чи М. ЧОК
Кларк САНН (US)
Кларк САНН
Синь ЛЮ (US)
Синь Лю
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
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
Priority claimed from US11/737,402 external-priority patent/US20080262737A1/en
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us), Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Publication of RU2009142437A publication Critical patent/RU2009142437A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2484242C2 publication Critical patent/RU2484242C2/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements

Abstract

1. Способ добычи флюида из скважины, в котором: ! рассчитывают ожидаемый дебит флюида, как функцию времени, из по меньшей мере одной продуктивной зоны скважины при первой настройке по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита, ! осуществляют мониторинг фактического дебита флюида из упомянутой по меньшей мере одной продуктивной зоны в соответствии с этой первой настройкой по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, ! с использованием компьютерной модели и множества входных данных, выбранных из данных скважинных датчиков, данных наземных датчиков и параметров упомянутого по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита, задают, исходя из тенденции к снижению фактического дебита, по меньшей мере одну вторую настройку упомянутого по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, при которой дебит флюида из скважины увеличится по меньшей мере до уровня ожидаемого дебита флюида, и ! конфигурируют скважинное оборудование в соответствии с упомянутой по меньшей мере одной второй настройкой для обеспечения увеличения добычи флюида из скважины. ! 2. Способ по п.1, в котором на основании по меньшей мере одной второй настройки дополнительно определяют для скважины второй ожидаемый дебит флюида с течением времени. ! 3. Способ по п.2, в котором на основании второго ожидаемого дебита флюида дополнительно вычисляют чистую приведенную стоимость для скважины. ! 4. Способ по п.1, в котором упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочих параметро 1. A method of producing fluid from a well, in which:! calculate the expected flow rate of the fluid as a function of time from at least one productive zone of the well during the first adjustment of the at least one downhole device to control the flow rate,! the actual flow rate of the fluid from the at least one production zone is monitored in accordance with this first setting of the at least one flow rate control device,! using a computer model and a plurality of input data selected from data of downhole sensors, data of surface sensors and parameters of the at least one downhole device for controlling the flow rate, based on the tendency to decrease the actual flow rate, at least one second setting of the said at least at least one device for regulating the flow rate, in which the flow rate of the fluid from the well increases at least to the level of the expected flow rate of the fluid, and! configuring the downhole equipment in accordance with said at least one second setting to increase production of fluid from the well. ! 2. The method of claim 1, wherein, based on the at least one second setting, further determining for the well a second expected fluid flow rate over time. ! 3. The method of claim 2, further comprising calculating a net present value for the well based on the second expected fluid rate. ! 4. The method according to claim 1, wherein said plurality of input data is selected from the group including data related to well pressure, well flow rate, surface flow rate, operating parameters

Claims (20)

1. Способ добычи флюида из скважины, в котором:1. A method of producing fluid from a well in which: рассчитывают ожидаемый дебит флюида, как функцию времени, из по меньшей мере одной продуктивной зоны скважины при первой настройке по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита,calculate the expected flow rate of the fluid, as a function of time, from at least one productive zone of the well at the first setup of at least one downhole device for controlling flow rate, осуществляют мониторинг фактического дебита флюида из упомянутой по меньшей мере одной продуктивной зоны в соответствии с этой первой настройкой по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита,monitor the actual flow rate of the fluid from the at least one production zone in accordance with this first setting of at least one device for controlling flow rate, с использованием компьютерной модели и множества входных данных, выбранных из данных скважинных датчиков, данных наземных датчиков и параметров упомянутого по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита, задают, исходя из тенденции к снижению фактического дебита, по меньшей мере одну вторую настройку упомянутого по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, при которой дебит флюида из скважины увеличится по меньшей мере до уровня ожидаемого дебита флюида, иusing a computer model and a plurality of input data selected from downhole sensor data, ground sensor data and parameters of the at least one downhole flow control device, at least one second setting of said at least at least one flow control device in which the flow rate of the fluid from the well increases at least to the level of the expected flow rate of the fluid, and конфигурируют скважинное оборудование в соответствии с упомянутой по меньшей мере одной второй настройкой для обеспечения увеличения добычи флюида из скважины.configure downhole equipment in accordance with said at least one second setting to provide increased production of fluid from the well. 2. Способ по п.1, в котором на основании по меньшей мере одной второй настройки дополнительно определяют для скважины второй ожидаемый дебит флюида с течением времени.2. The method according to claim 1, in which, based on at least one second setting, a second expected fluid flow rate over time is additionally determined for the well. 3. Способ по п.2, в котором на основании второго ожидаемого дебита флюида дополнительно вычисляют чистую приведенную стоимость для скважины.3. The method according to claim 2, in which, based on the second expected fluid flow rate, the net present value for the well is additionally calculated. 4. Способ по п.1, в котором упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочих параметров электрического погружного насоса (ЭПН), расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, результатов измерений емкостного сопротивления, вибрации, результатов акустических измерений, дифференциального давления в устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора и газонефтяного фактора.4. The method according to claim 1, in which the aforementioned set of input data is selected from the group including data regarding pressure in the well, flow rate of the well, flow rate on the surface, operating parameters of the electric submersible pump (EPN), flow rate of injected chemicals, temperature, specific resistance, fluid density, fluid composition, measurement results of capacitance, vibration, results of acoustic measurements, differential pressure in the device, water content, water-oil factor and gas-oil factor Torah. 5. Способ по п.4, в котором упомянутая группа дополнительно содержит по меньшей мере одни из следующих данных: данные микросейсмических измерений, результаты испытаний с переменным давлением, результаты каротажных измерений в скважине и данные измерений, касающихся присутствия в скважине химического вещества, относящегося к одному из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, асфальтен и парафин.5. The method according to claim 4, in which said group additionally contains at least one of the following data: microseismic measurement data, variable pressure test results, well log measurements and measurement data regarding the presence of a chemical related to the well one of the substances, including deposits, hydrates, corrosion products, asphaltene and paraffin. 6. Способ по п.1, в котором дополнительно оценивают вероятность наступления по меньшей мере одного из событий, включающих прорыв воды, поперечный поток, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства, и исходя из этого задают по меньшей мере одну вторую настройку.6. The method according to claim 1, which further assesses the likelihood of at least one of the events including water breakthrough, cross flow, wear of the casing of the well and wear of the downhole device, and based on this, set at least one second setting. 7. Способ по п.1, в котором дополнительно изменяют по меньшей мере один из параметров, относящихся к расходу нагнетаемых химических реагентов, работе ЭПН и закрытию выбранной продуктивной зоны, если скважина имеет множество продуктивных зон.7. The method according to claim 1, in which at least one of the parameters related to the flow of injected chemicals, the operation of the EPS and the closure of the selected production zone, if the well has many productive zones, is additionally changed. 8. Способ по любому из пп.1-2 и 6, в котором дополнительно передают сообщение, касающееся по меньшей мере одной второй настройке по меньшей мере оператору или в удаленный от скважины пункт.8. The method according to any one of claims 1 to 2 and 6, in which they additionally transmit a message regarding at least one second setting to at least an operator or to a point remote from the well. 9. Способ по любому из пп.1-2 и 6, в котором по меньшей мере одна вторая настройка предусматривает изменение положения по меньшей мере одного устройства, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов и изменение дебита флюида из скважинного устройства механизированной добычи.9. The method according to any one of claims 1 to 2 and 6, in which at least one second setting comprises changing the position of the at least one device, changing the flow rate of the injected chemicals and changing the flow rate of the fluid from the downhole mechanized production device. 10. Способ по любому из пп.1-2 и 6, в котором на основании по меньшей мере одной второй настройки дополнительно обновляют ожидаемый дебит флюида.10. The method according to any one of claims 1 to 2 and 6, in which, based on at least one second setting, the expected fluid flow rate is further updated. 11. Способ по п.1, в котором на протяжении определенного периода времени дополнительно контролируют фактический дебит флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны в соответствии по меньшей мере с одной второй настройкой, и с учетом тенденции к снижению фактического дебита после эксплуатации скважины по меньшей мере при второй настройке задают третью настройку, при которой увеличится дебит флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны.11. The method according to claim 1, in which over a certain period of time, the actual flow rate of the fluid from at least one production zone is additionally controlled in accordance with at least one second setting, and taking into account the downward trend in the actual flow rate after the well is operated at least at least in the second setting, the third setting is set, in which the flow rate of the fluid from at least one productive zone increases. 12. Система для обеспечения увеличения дебита скважины, имеющей множество продуктивных зон, отдельное устройство для регулирования дебита для каждой продуктивной зоны и устройство для механизированной добычи, и в которую входит:12. A system for providing an increase in the flow rate of a well having a plurality of productive zones, a separate device for regulating the flow rate for each production zone and a device for mechanized production, which includes: компьютерная система, включающая в себя процессор, машиночитаемый носитель для хранения компьютерных программ и данных с возможностью доступа к ним компьютера для выполнения содержащихся в компьютерной программе команд, и дисплей для отображения информации, передаваемой процессором, при этом компьютерная программа содержит:a computer system including a processor, a computer-readable medium for storing computer programs and data with access to a computer for executing instructions contained in a computer program, and a display for displaying information transmitted by the processor, the computer program comprising: набор команд для мониторинга на протяжении определенного периода времени фактического дебита флюида из каждой продуктивной зоны в соответствии с первой настройкой каждого устройства для регулирования дебита и потока через устройство для механизированной добычи,a set of commands for monitoring over a certain period of time the actual flow rate of fluid from each productive zone in accordance with the first setting of each device to control the flow rate and flow through the device for mechanized production, набор команд для применения анализа цепи методом узловых потенциалов к множеству входных данных, включающих данные скважинных датчиков, данные наземных датчиков и текущее положение по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, чтобы исходя из тенденции к снижению фактического дебита задать новую настройку по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита с целью увеличения дебита скважины, иa set of commands for applying circuit analysis by the method of nodal potentials to a set of input data, including downhole sensor data, data from ground sensors and the current position of at least one device for controlling the flow rate, so that, based on the tendency to decrease the actual flow rate, set a new setting for at least one device to regulate the flow rate in order to increase the flow rate of the well, and набор команд на продолжение осуществления мониторинга увеличенного дебита, соответствующего новой настройке.a set of commands to continue monitoring increased flow rate corresponding to the new setting. 13. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит команды для вычисления ожидаемого увеличенного дебита флюида для скважины на основании новой настройки.13. The system of claim 12, wherein the computer program further comprises instructions for calculating an expected increased fluid flow rate for the well based on the new setting. 14. Система по п.13, в которой компьютерная программа дополнительно содержит команды для вычисления чистой приведенной стоимости для скважины на основании вычисленного увеличенного дебита флюида.14. The system of claim 13, wherein the computer program further comprises instructions for calculating a net present value for the well based on the calculated increased fluid flow rate. 15. Система по п.12, в которой упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочего параметра электрического погружного насоса, расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, измерений емкостного сопротивления флюида, вибрации, результатов акустических измерений, дифференциального давления в скважинном устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора и газонефтяного фактора.15. The system of claim 12, wherein said plurality of input data is selected from the group including data relating to well pressure, well flow rate, surface flow rate, operating parameter of an electric submersible pump, flow rate of injected chemicals, temperature, resistivity, density fluid, fluid composition, capacitance measurements of the fluid, vibration, results of acoustic measurements, differential pressure in the downhole device, water content, water-oil factor and gas-oil factor a. 16. Система по п.15, в которой упомянутая группа дополнительно содержит данные микросейсмических измерений, испытаний с переменным давлением, измерений в скважинах и измерений, касающихся присутствия в скважине химического вещества, относящегося к одному из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, асфальтен и парафин.16. The system of Claim 15, wherein said group further comprises microseismic measurements, variable pressure tests, well measurements, and measurements regarding the presence in the well of a chemical related to one of the substances, including deposits, hydrates, and corrosion products, asphaltene and paraffin. 17. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит набор команд для расчета вероятности по меньшей мере одного из событий, включающих состояние поперечного потока, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства, и задает новую настройку на основании по меньшей мере одного такого расчета.17. The system according to item 12, in which the computer program further comprises a set of instructions for calculating the probability of at least one of the events, including the state of the transverse flow, wear of the casing of the well and wear of the downhole device, and sets a new setting based on at least one such a calculation. 18. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит набор команд, использующих выбранный критерий для задания новой настройки.18. The system of claim 12, wherein the computer program further comprises a set of instructions using the selected criterion to specify a new setting. 19. Система по п.18, в которой выбранным критерием является по меньшей мере один из критериев, включающих вынос песка, меньший чем выбранная величина, поступление воды из выбранной продуктивной зоны, меньшее чем выбранная величина, отсутствие состояния поперечного потока, износ скважинного устройства в выбранных пределах и работу ЭПН в выбранных пределах.19. The system according to p. 18, in which the selected criterion is at least one of the criteria, including the removal of sand, less than the selected value, the flow of water from the selected productive zone, less than the selected value, the absence of the transverse flow state, wear of the downhole tool in selected limits and the operation of EPN in the selected limits. 20. Система по любому из пп.12-13 и 17-19, в которой по меньшей мере одна новая настройка включает множество изменений, включающих изменение положения по меньшей мере одного устройства, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов и изменение дебита флюида из скважинного устройства механизированной добычи. 20. The system according to any one of paragraphs 12-13 and 17-19, in which at least one new setting includes many changes, including changing the position of at least one device, changing the flow rate of injected chemicals and changing the flow rate of fluid from the downhole mechanized device booty.
RU2009142437/03A 2007-04-19 2008-04-18 Monitoring and control system and method of well flow rate RU2484242C2 (en)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/737,402 US20080262737A1 (en) 2007-04-19 2007-04-19 System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells
US11/737,402 2007-04-19
US11/738,327 2007-04-20
US11/738,327 US20080257544A1 (en) 2007-04-19 2007-04-20 System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores
PCT/US2008/060828 WO2009005876A2 (en) 2007-04-19 2008-04-18 System and method for monitoring and controlling production from wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009142437A true RU2009142437A (en) 2011-05-27
RU2484242C2 RU2484242C2 (en) 2013-06-10

Family

ID=39876171

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009142437/03A RU2484242C2 (en) 2007-04-19 2008-04-18 Monitoring and control system and method of well flow rate

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20080257544A1 (en)
AU (2) AU2008270950B2 (en)
BR (2) BRPI0810415A2 (en)
CA (2) CA2684281A1 (en)
GB (2) GB2461210B (en)
MX (1) MX2009011200A (en)
MY (1) MY150281A (en)
NO (2) NO20093167L (en)
RU (1) RU2484242C2 (en)
WO (1) WO2008131218A2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2600254C2 (en) * 2012-06-15 2016-10-20 Лэндмарк Графикс Корпорейшн System and methods for optimising extraction and pumping, limited by process complex, in integrated reservoir bed and collecting network

Families Citing this family (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7926593B2 (en) 2004-11-23 2011-04-19 Weatherford/Lamb, Inc. Rotating control device docking station
US7711486B2 (en) * 2007-04-19 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production
US8251140B2 (en) * 2009-09-15 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Fluid monitoring and flow characterization
US20110139446A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of Determining Queried Fluid Cuts Along a Tubular
CA2705680C (en) 2010-05-27 2012-11-27 Imperial Oil Resources Limited Creation of hydrate barrier during in situ hydrocarbon recovery
US9324049B2 (en) * 2010-12-30 2016-04-26 Schlumberger Technology Corporation System and method for tracking wellsite equipment maintenance data
IN2014DN10004A (en) 2012-05-21 2015-08-14 Bp Corp North America Inc
CN103541699B (en) * 2012-07-12 2015-12-02 中国石油化工股份有限公司 Anti-anti-channeling zonal flow rate controls flow string
BR122015024188B1 (en) 2012-09-26 2021-05-04 Halliburton Energy Services, Inc METHOD OF PRODUCING ONE OR MORE TRAINING ZONES
US9598952B2 (en) 2012-09-26 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens
MX371144B (en) 2012-09-26 2020-01-20 Halliburton Energy Services Inc Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens.
AU2012391060B2 (en) 2012-09-26 2017-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method of placing distributed pressure gauges across screens
WO2014051564A1 (en) 2012-09-26 2014-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
BR112015006647B1 (en) 2012-09-26 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc well sensor system and detection method in a well bore
US9163488B2 (en) 2012-09-26 2015-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zone integrated intelligent well completion
US8893783B2 (en) * 2012-09-26 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion
US8857518B1 (en) 2012-09-26 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
GB2546937B (en) * 2012-11-02 2017-11-29 Silixa Ltd Combining seismic survey and DAS fluid flow data for improved results
WO2015040042A1 (en) * 2013-09-17 2015-03-26 Mærsk Olie Og Gas A/S Detection of a watered out zone in a segmented completion
EP2893136A4 (en) * 2013-10-04 2015-11-18 Halliburton Energy Services Inc Determination of formation dip/azimuth with multicomponent induction data
US20150114631A1 (en) * 2013-10-24 2015-04-30 Baker Hughes Incorporated Monitoring Acid Stimulation Using High Resolution Distributed Temperature Sensing
US20150134258A1 (en) * 2013-11-13 2015-05-14 Schlumberger Technology Corporation Well Pressure Control Event Detection and Prediction Method
GB2538371B (en) * 2013-11-13 2020-07-01 Sensia Netherlands B V Well testing and monitoring
WO2016067222A1 (en) * 2014-10-28 2016-05-06 Onesubsea Ip Uk Limited Additive management system
US10280740B2 (en) * 2014-12-03 2019-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Sandface liner with power, control and communication link via a tie back string
CN106150446B (en) * 2015-04-14 2018-12-21 华通科创(唐山)石油工程技术服务有限公司 It is a kind of can Xian Ce lower layer across every combined operation of perforation and testing tubing string and its operating method
CN106150445B (en) * 2015-04-14 2018-09-21 大庆丹枫石油技术开发有限公司 Two layers of layering perforation-zonal testing axle-linked cable-car of one-trip string and its operating method
CN106285548B (en) * 2015-05-12 2018-09-21 江苏省金峰石油机械制造有限公司 The switchable screen casing combination unit of packer-
CN106285559B (en) * 2015-05-29 2018-09-07 良工阀门集团有限公司 Pressure-controlled normally open valve is combined the unit with pressure-controlled normally close valve and its operating method
WO2017023318A1 (en) 2015-08-05 2017-02-09 Halliburton Energy Services Inc. Quantification of crossflow effects on fluid distribution during matrix injection treatments
RU2604103C1 (en) * 2015-08-31 2016-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" Method of automatic control of coal-methanol well
CN105134140A (en) * 2015-09-17 2015-12-09 东营嘉岩石油工艺研究院 Fixed chain type long-stroke pumping unit
GB2544799A (en) 2015-11-27 2017-05-31 Swellfix Uk Ltd Autonomous control valve for well pressure control
US10215002B2 (en) 2016-05-05 2019-02-26 Saudi Arabian Oil Company Determining wellbore leak crossflow rate between formations in an injection well
RU2634754C1 (en) * 2016-08-16 2017-11-07 Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" Method of automatic distribution of total gas flow through pressure wells in water-gas method effect on formation
US10401207B2 (en) * 2016-09-14 2019-09-03 GE Oil & Gas UK, Ltd. Method for assessing and managing sensor uncertainties in a virtual flow meter
US20180187533A1 (en) * 2017-01-05 2018-07-05 Saudi Arabian Oil Company Hydrocarbon production by fluidically isolating vertical regions of formations
RU2652220C1 (en) * 2017-06-27 2018-04-25 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2652219C1 (en) * 2017-06-27 2018-04-25 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2653210C2 (en) * 2017-08-15 2018-05-07 Олег Сергеевич Николаев Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof
US10900344B2 (en) 2017-11-07 2021-01-26 Saudi Arabian Oil Company Determining wellbore leak crossflow rate between formations in an injection well
CN109944581B (en) * 2017-12-19 2022-03-29 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for acquiring casing damage of oil well
RU2679773C1 (en) * 2018-01-10 2019-02-12 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" Method of accounting of gas flows on man-made fluid-conducting channels between two gas-condensate formations
US10625669B2 (en) * 2018-02-21 2020-04-21 Ford Global Technologies, Llc Vehicle sensor operation
RU2704068C1 (en) * 2018-11-13 2019-10-23 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method for assessment of inter-column inter-formation overflow in a well
CN109138982B (en) * 2018-11-16 2023-09-26 美钻深海能源科技研发（上海）有限公司 Automatic safety well closing system for underwater equipment biological corrosion
CA3151074C (en) * 2019-10-25 2023-10-10 Robert Charles DE LONG Wax removal in a production line
RU2759143C1 (en) * 2020-11-27 2021-11-09 Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский институт нефти и газа» Method for increasing the efficiency of hydrodynamic methods for increasing the petroleum recovery of a reservoir
RU2758326C1 (en) * 2021-04-12 2021-10-28 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for regulating the operating mode of a well equipped with an electric center pump installation in an inter-well pumping system
CN115492558B (en) * 2022-09-14 2023-04-14 中国石油大学(华东) Device and method for preventing secondary generation of hydrate in pressure-reducing exploitation shaft of sea natural gas hydrate

Family Cites Families (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3211225A (en) * 1963-05-28 1965-10-12 Signal Oil & Gas Co Well treating apparatus
US3710867A (en) * 1971-01-05 1973-01-16 Petrolite Corp Apparatus and process for adding chemicals
US3954006A (en) * 1975-01-31 1976-05-04 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining velocities and flow rates of fluids flowing in well bore
US4064936A (en) * 1976-07-09 1977-12-27 Mcclure L C Chemical treating system for oil wells
FR2421272A1 (en) * 1978-03-28 1979-10-26 Europ Propulsion SYSTEM FOR REMOTE CONTROL AND MAINTENANCE OF A SUBMERSIBLE WELL HEAD
US4354553A (en) * 1980-10-14 1982-10-19 Hensley Clifford J Corrosion control downhole in a borehole
US4436148A (en) * 1981-04-27 1984-03-13 Richard Maxwell Chemical treatment for oil wells
US4375833A (en) * 1981-09-04 1983-03-08 Meadows Floyd G Automatic well treatment system
US4635723A (en) * 1983-07-07 1987-01-13 Spivey Melvin F Continuous injection of corrosion-inhibiting liquids
US4582131A (en) * 1984-09-26 1986-04-15 Hughes Tool Company Submersible chemical injection pump
US4665981A (en) * 1985-03-05 1987-05-19 Asadollah Hayatdavoudi Method and apparatus for inhibiting corrosion of well tubing
US4589434A (en) * 1985-06-10 1986-05-20 Exxon Production Research Co. Method and apparatus to prevent hydrate formation in full wellstream pipelines
JPS62110135A (en) * 1985-11-08 1987-05-21 Cosmo Co Ltd Method and apparatus for quantifying concentration of asphaltene
US4721158A (en) * 1986-08-15 1988-01-26 Amoco Corporation Fluid injection control system
US4830112A (en) * 1987-12-14 1989-05-16 Erickson Don J Method and apparatus for treating wellbores
US4901563A (en) * 1988-09-13 1990-02-20 Atlantic Richfield Company System for monitoring fluids during well stimulation processes
US4926942A (en) * 1989-02-22 1990-05-22 Profrock Jr William P Method for reducing sand production in submersible-pump wells
US5006845A (en) * 1989-06-13 1991-04-09 Honeywell Inc. Gas kick detector
US5172717A (en) * 1989-12-27 1992-12-22 Otis Engineering Corporation Well control system
US5517593A (en) * 1990-10-01 1996-05-14 John Nenniger Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint
US5305209A (en) * 1991-01-31 1994-04-19 Amoco Corporation Method for characterizing subterranean reservoirs
US5209301A (en) * 1992-02-04 1993-05-11 Ayres Robert N Multiple phase chemical injection system
US5353237A (en) * 1992-06-25 1994-10-04 Oryx Energy Company System for increasing efficiency of chemical treatment
US6006832A (en) * 1995-02-09 1999-12-28 Baker Hughes Incorporated Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors
US5706896A (en) * 1995-02-09 1998-01-13 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells
US5829520A (en) * 1995-02-14 1998-11-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device
US5647435A (en) * 1995-09-25 1997-07-15 Pes, Inc. Containment of downhole electronic systems
US5767680A (en) * 1996-06-11 1998-06-16 Schlumberger Technology Corporation Method for sensing and estimating the shape and location of oil-water interfaces in a well
US6446014B1 (en) * 1997-02-25 2002-09-03 Cham Ocondi Method and apparatus for measuring and controlling the flow of fluids from coal seam gas wells
US6061634A (en) * 1997-04-14 2000-05-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for characterizing earth formation properties through joint pressure-resistivity inversion
US6281489B1 (en) * 1997-05-02 2001-08-28 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics
US5937946A (en) * 1998-04-08 1999-08-17 Streetman; Foy Apparatus and method for enhancing fluid and gas flow in a well
WO2000037770A1 (en) * 1998-12-21 2000-06-29 Baker Hughes Incorporated Closed loop chemical injection and monitoring system for oilfield operations
US6196314B1 (en) * 1999-02-15 2001-03-06 Baker Hughes Incorporated Insoluble salt control system and method
US6467340B1 (en) * 1999-10-21 2002-10-22 Baker Hughes Incorporated Asphaltenes monitoring and control system
US6543540B2 (en) * 2000-01-06 2003-04-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole production zone
US6980940B1 (en) * 2000-02-22 2005-12-27 Schlumberger Technology Corp. Intergrated reservoir optimization
NO20002137A (en) * 2000-04-26 2001-04-09 Sinvent As Reservoir monitoring using chemically intelligent tracer release
RU15117U1 (en) * 2000-05-26 2000-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Пульс" SYSTEM OF MANAGEMENT OF THE PROCESS OF INTENSIFICATION OF LIQUID PRODUCTION FROM DRILLING WELLS AND A DEVICE FOR INTENSIFICATION OF PRODUCTION
US6408943B1 (en) * 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
DZ3413A1 (en) * 2000-09-12 2002-03-21 Sofitech Nv EVALUATION OF MULTI-LAYERED AMALGAMATED TANK AND HYDRAULIC FRACTURE PROPERTIES USING AMALGAMATED TANK PRODUCTION DATA AND PRODUCTION LOGGING INFORMATION
US20020112888A1 (en) * 2000-12-18 2002-08-22 Christian Leuchtenberg Drilling system and method
US7434619B2 (en) * 2001-02-05 2008-10-14 Schlumberger Technology Corporation Optimization of reservoir, well and surface network systems
US6795773B2 (en) * 2001-09-07 2004-09-21 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion method, including integrated approach for fracture optimization
US7178591B2 (en) * 2004-08-31 2007-02-20 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for formation evaluation
RU2240422C2 (en) * 2002-08-20 2004-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for optimizing process of oil extraction from bed
US7725301B2 (en) * 2002-11-04 2010-05-25 Welldynamics, B.V. System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well
JP2007533969A (en) * 2003-03-17 2007-11-22 ジュール マイクロシステムズ カナダ インコーポレイテッド System that enables remote analysis of fluids
US7261162B2 (en) * 2003-06-25 2007-08-28 Schlumberger Technology Corporation Subsea communications system
US20050149264A1 (en) * 2003-12-30 2005-07-07 Schlumberger Technology Corporation System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well
US6874361B1 (en) * 2004-01-08 2005-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed flow properties wellbore measurement system
US7114557B2 (en) * 2004-02-03 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation System and method for optimizing production in an artificially lifted well
GB2416871A (en) * 2004-07-29 2006-02-08 Schlumberger Holdings Well characterisation using distributed temperature sensor data
US7654318B2 (en) * 2006-06-19 2010-02-02 Schlumberger Technology Corporation Fluid diversion measurement methods and systems
US7890273B2 (en) * 2007-02-20 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Determining fluid and/or reservoir information using an instrumented completion

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2600254C2 (en) * 2012-06-15 2016-10-20 Лэндмарк Графикс Корпорейшн System and methods for optimising extraction and pumping, limited by process complex, in integrated reservoir bed and collecting network

Also Published As

Publication number Publication date
GB2462949B (en) 2012-10-24
GB2461210B (en) 2010-12-01
AU2008270950B2 (en) 2014-06-05
WO2008131218A3 (en) 2009-01-15
NO20093167L (en) 2010-01-18
WO2008131218A2 (en) 2008-10-30
RU2484242C2 (en) 2013-06-10
BRPI0810434A2 (en) 2014-10-14
GB2462949A (en) 2010-03-03
MX2009011200A (en) 2009-12-09
BRPI0810415A2 (en) 2014-10-14
AU2008242758A1 (en) 2008-10-30
CA2684281A1 (en) 2008-10-30
CA2684291C (en) 2014-07-29
NO20093161L (en) 2009-11-18
GB0918123D0 (en) 2009-12-02
AU2008270950A1 (en) 2009-01-08
CA2684291A1 (en) 2009-01-08
GB0918121D0 (en) 2009-12-02
US20080257544A1 (en) 2008-10-23
MY150281A (en) 2013-12-31
GB2461210A (en) 2009-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009142437A (en) SYSTEM AND METHOD FOR MONITORING AND REGULATING WELL DEBIT
RU2009142438A (en) SYSTEM AND METHOD FOR CONTROLING THE PHYSICAL STATE OF THE OPERATIONAL EQUIPMENT OF A WELL AND THE REGULATION OF WELL DEBIT
US9574443B2 (en) Designing an injection treatment for a subterranean region based on stride test data
US9702247B2 (en) Controlling an injection treatment of a subterranean region based on stride test data
US9500076B2 (en) Injection testing a subterranean region
US10494921B2 (en) Methods for interpretation of downhole flow measurement during wellbore treatments
US20080262737A1 (en) System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells
US20110067882A1 (en) System and Method for Monitoring and Controlling Wellbore Parameters
US9482077B2 (en) Method for controlling fluid production from a wellbore by using a script
EA033702B1 (en) Method for interpretation of distributed temperature sensors during wellbore treatment
CA2965289C (en) Real-time control of drilling fluid properties using predictive models
WO2018084871A1 (en) Real-time model for diverter drop decision using das and step down analysis
US11028679B1 (en) Systems and methods for controlling fracturing operations using monitor well pressure
WO2017070789A1 (en) Emulsion composition sensor
RU2019142431A (en) COMPUTER METHOD AND COMPUTING SYSTEM FOR FORECASTING FLOW RATE CHARACTERISTICS IN A WELL BORE PENETRATING INTO UNDERGROUND HYDROCARBON FORMATION
WO2014158651A1 (en) Analyzying sand stabilization treatments
Burgstaller New approaches of using fluid level data for production optimization and reservoir engineering applications
CA3065051C (en) System and method for selecting fluid systems for hydraulic fracturing
WO2021257864A1 (en) Real-time well drilling evaluation systems and methods
US20170335663A1 (en) Control system for optimizing the placement of pillars during a subterranean operation
US11692415B2 (en) Hydrocarbon well stimulation based on skin profiles
US11359487B2 (en) Selection of fluid systems based on well friction characteristics
CA3137195A1 (en) Systems and methods for monitoring fracturing operations using monitor well flow
GB2499523A (en) A dimensionless simulation of a well in a reservoir

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140419