RU2265120C2 - Oil-bearing bed development method and equipment for group pumping station with oil deposit zone - Google Patents
Oil-bearing bed development method and equipment for group pumping station with oil deposit zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2265120C2 RU2265120C2 RU2004103527/03A RU2004103527A RU2265120C2 RU 2265120 C2 RU2265120 C2 RU 2265120C2 RU 2004103527/03 A RU2004103527/03 A RU 2004103527/03A RU 2004103527 A RU2004103527 A RU 2004103527A RU 2265120 C2 RU2265120 C2 RU 2265120C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pumps
- water
- hydraulic
- pressure
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Способ относится к нефтедобывающей промышленности, а именно для закачки воды в нефтеносные пласты для поддержания в них оптимальной величины давления.The method relates to the oil industry, namely for pumping water into oil reservoirs to maintain the optimal pressure value in them.
Он может быть использован и в других отраслях народного хозяйства, например, для добычи воды из артезианских скважин. Известен способ закачки рабочего агента - воды из кустовых насосных станций в нагнетательные скважины насосами высокого давления и производительности, которая по водопроводам скважин распределяется в распределительных узлах [1].It can be used in other sectors of the economy, for example, to extract water from artesian wells. There is a method of pumping a working agent - water from cluster pumping stations to injection wells with high pressure pumps and productivity, which is distributed over water pipelines in distribution nodes [1].
Основными недостатками этого способа являются:The main disadvantages of this method are:
1. Большие затраты электроэнергии из-за применения как электрического, так и механического оборудования больших мощностей.1. High energy costs due to the use of both electrical and mechanical equipment of high power.
2. Невозможность регулирования давления и объема закачиваемой воды по отдельным скважинам в необходимом количестве для поддержания в нефтеносном пласте оптимальной величины давления.2. The inability to control the pressure and volume of injected water in individual wells in the required amount to maintain the optimal pressure in the oil reservoir.
3. Невозможность точного и непрерывного измерения и учета закачиваемой воды по отдельным нагнетательным скважинам, а следовательно, закачанной воды по кусту в целом, в результате на выкидах силовых насосов поддерживается высокое давление исходя из обеспечения рационального объема закачиваемой воды в скважины, расположенные в зонах пласта с низкими коэффициентами приемистостью, что сопровождается нерациональным использованием электроэнергии.3. The impossibility of accurate and continuous measurement and metering of injected water for individual injection wells, and therefore, injected water throughout the well as a whole, as a result, high pressure is maintained on the outflows of power pumps based on ensuring a rational volume of injected water into wells located in the formation zones with low pick-up factors, which is accompanied by irrational use of electricity.
4. Большие капитальные и текущие затраты, особенно при разработке небольших нефтяных месторождений за короткие сроки, из-за невозможности оперативного перемещения построенных сооружений.4. Large capital and operating costs, especially when developing small oil fields in a short time, due to the inability to quickly move the constructed structures.
Наиболее близким техническим решением является способ закачки в нагнетательные скважины воды с применением блочных кустовых насосных станций - БКНС [2].The closest technical solution is the method of pumping water into injection wells using block cluster pumping stations - BKNS [2].
Недостатками способа и применяемого оборудования остаются те же пункты, указанные в аналоге, за исключением возможности перемещения блочного оборудования.The disadvantages of the method and the equipment used are the same points indicated in the analogue, with the exception of the possibility of moving the block equipment.
Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтеносных пластов путем внедрения энергосберегающей техники и технологии в работе системы поддержания пластового давления.The aim of the invention is to increase the efficiency of development of oil reservoirs by introducing energy-saving equipment and technology in the operation of the reservoir pressure maintenance system.
Поставленная цель достигается способом, при котором для снижения удельной потребляемой электроэнергии производят трансформацию давления, создаваемого силовыми насосами, устанавливаемыми на БКНС, для чего на БКНС последовательно к силовым насосам, из которых вода подается в распределительный блок по общему выкидному трубопроводу, после распределительного узла на водопроводах, идущих к отдельным нагнетательным скважинам или к группе скважин, обладающих примерно одинаковыми коэффициентами приемистости, устанавливают двухсекционные гидравлические насосы-измерители, в которых первая секция выполняет функцию гидравлического двигателя и измерителя откачиваемой воды, а вторая секция - функцию дожимного насоса, при котором величина, на которую увеличивается давление нагнетания, определяется отношением площадей сечений поршней первой и второй секций, которое должно обеспечивать закачку оптимального объема воды в пласт с учетом гидравлических сопротивлений во всей системе нагнетания и потери давления в самом гидравлическом насосе-измерителе, соответственно изменению которых для откачки выбирают электродвигатели к силовым насосам с некоторым запасом мощности, при этом эффективность устанавливаемых режимов определяют исходя из величин удельной потребляемой электроэнергии, измеренной электросчетчиками, а объем откачиваемой продукции самим гидравлическим насосом-измерителем - по количеству возвратно-поступательных движений, диаметром и длиной хода плунжера в первой его секции, тогда общее количество откачиваемой воды силовыми насосами определяют как сумму ее по отдельным гидравлическим насосам-измерителям.This goal is achieved in a way in which to reduce the specific energy consumed, the pressure generated by the power pumps installed on the BKNS is transformed, for which the BKNS is successively connected to the power pumps, from which water is supplied to the distribution block through a common discharge pipe, after the distribution unit on the water supply , going to individual injection wells or to a group of wells with approximately the same injectivity, establish two-section hydraulic metering pumps in which the first section acts as a hydraulic motor and pumped water meter, and the second section functions as a booster pump, in which the value by which the discharge pressure increases is determined by the ratio of the cross-sectional areas of the pistons of the first and second sections, which should provide injection the optimal volume of water in the reservoir, taking into account hydraulic resistance in the entire injection system and pressure loss in the hydraulic metering pump itself, respectively which for pumping choose electric motors for power pumps with a certain power reserve, while the efficiency of the established modes is determined on the basis of the specific energy consumption measured by electric meters, and the volume of pumped products by the hydraulic metering pump itself is determined by the number of reciprocating movements, diameter and stroke length a plunger in its first section, then the total amount of water pumped out by power pumps is determined as the sum of it for individual hydraulic pumps - zmeritelyam.
Способ достигается предлагаемыми оборудованием и схемой его обустройства в кустовых насосных станциях (фиг.1, 2), которые состоят из насосов, образующих две ступени откачки, первая ступень состоит из силовых центробежных или поршневых насосов, приводимых в работу электродвигателями, вторая ступень представляет гидравлические насосы-измерители, каждый из которых устанавливают на начале водопровода, идущего к отдельным нагнетательным скважинам после распределительного узла, которые состоят из двух секций, выполняющих функцию трансформирования гидравлической энергии до необходимых оптимальных величин давления нагнетания, осуществляемого путем подбора соотношений диаметров первой секции, а также выполняющей функции измерителя объема откачиваемой продукции и гидравлического двигателя и второй секции, выполняющей функцию дожимного насоса, позволяющего повышать давление откачиваемого рабочего агента - воды до определенной величины и регулировать его производительность до оптимальной величины, что обеспечивается подбором отдельных секций, состоящих из пары «цилиндр-поршень», соединенных между собой уплотнительной камерой, общим штоком и приемно-нагнетательными трубами рационального диаметра, исключающими возникновение значительных местных сопротивлений, а выкид дожимной секции с нагнетательным водопроводом, а далее колонной нагнетательных труб, находящихся в скважине, при этом управление работой гидравлических насосов и измерение необходимых параметров, характеризующих режимы работы системы «насосы откачки - водопровод скважины», производится, гидравлическим насосом-измерителем, датчиками давлений и температуры, а управление - по сигналам, получаемым из датчиков: детекторов положения, фиксирующих возвратно-поступательные движения поршней в секциях гидравлического насоса-измерителя, из блока управления, который может находиться как в отдельных, так и групповых блочных помещениях блочной кустовой насосной станции, куда также устанавливают электросчетчики, показатели которых передаются в диспетчерские пульты, где они обрабатываются по отдельным программам в компьютерных устройствах, по которым определяют эффективность работы системы нагнетания, при этом вся система нагнетания для обеспечения работы на рациональном режиме предохраняется воздушными колпаками и предохранительными клапанами, соединенными с приемными линиями и емкостями, куда сбрасывается, в случаях нарушения режима работы системы, избыточная жидкость, а следовательно, разряжается и избыточное давление.The method is achieved by the proposed equipment and its arrangement in the cluster pumping stations (Figs. 1, 2), which consist of pumps forming two stages of pumping, the first stage consists of power centrifugal or piston pumps driven by electric motors, the second stage is hydraulic pumps - meters, each of which is installed at the beginning of the water supply going to separate injection wells after the distribution unit, which consist of two sections that perform the function of transform hydraulic energy to the required optimal values of the discharge pressure, carried out by selecting the ratio of the diameters of the first section, as well as acting as a volume meter of the pumped product and the hydraulic motor and the second section, which serves as the booster pump, which allows to increase the pressure of the pumped working agent - water to a certain value and adjust its performance to the optimum value, which is ensured by the selection of individual sections, consisting of a pair of "cylinder -piston ", interconnected by a sealing chamber, a common rod and receiving-discharge pipes of rational diameter, eliminating the occurrence of significant local resistance, and throwing out a booster section with a discharge water supply, and then a column of discharge pipes located in the well, while controlling the operation of hydraulic pumps and the measurement of the necessary parameters characterizing the operating modes of the system "pumping pumps - well water" is carried out by a hydraulic metering pump, sensors pressure and temperature, and the control is based on signals received from sensors: position detectors that record the reciprocating movements of the pistons in sections of the hydraulic meter pump, from the control unit, which can be located in individual or group block rooms of a block cluster pump station , where electricity meters are also installed, the indicators of which are transmitted to control panels, where they are processed according to separate programs in computer devices, which determine the effectiveness of operation of the discharge system, while the entire discharge system to ensure operation in a rational mode is protected by air caps and safety valves connected to the intake lines and containers, where excess liquid is discharged, in case of violation of the operating mode of the system, and therefore, excess pressure is discharged.
Изобретение от прототипа отличается тем, что для закачки рабочего агента в нагнетательные скважины применяется энергосберегающая технология, заключающаяся в двухступенчатом нагнетании рабочего агента - воды, производимом в первой ступени силовыми насосами с определенной производительностью и давлением, трансформируемым далее в гидравлических насосах-измерителях, представляющих вторую ступень откачки, позволяющей повысить давление нагнетания в скважинах до величины, необходимой для закачки определенных объемов воды, достаточных для поддержания рациональных давлений в разрабатываемых участках нефтеносных пластов, которые состоят из двух секций: первая - выполняет функции гидравлического двигателя и измерителя откачиваемой воды, вторая - функцию дожимного насоса, в которых трансформация гидравлической энергии давления достигается применением диаметров поршней и длин их хода в первой и второй секциях определенных соотношений, при которых обеспечивается закачка необходимого объема воды и возможность ее регулирования при возможных изменениях геолого-технических условий эксплуатации нагнетательных скважин и разработки на определенных участках нефтеносной залежи.The invention differs from the prototype in that for pumping the working agent into injection wells, an energy-saving technology is applied, consisting in two-stage injection of the working agent - water, produced in the first stage by power pumps with a certain capacity and pressure, which is further transformed in hydraulic metering pumps representing the second stage pumping, which allows to increase the injection pressure in the wells to a value necessary to pump certain volumes of water, sufficient for I maintain rational pressures in the developed areas of oil reservoirs, which consist of two sections: the first - performs the functions of a hydraulic motor and a meter of pumped water, the second - the function of a booster pump, in which the transformation of hydraulic pressure energy is achieved by using the diameters of the pistons and their stroke lengths in the first and the second section of certain ratios, at which the required volume of water is pumped and its regulation is possible with possible changes in geological and technical the operating conditions of the injection wells and development in certain parts of the oil-bearing deposits.
Указанные признаки позволяют сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом.These signs allow us to conclude that the claimed invention is interconnected by a single inventive concept.
Сравнение указанных заявляемых технических решений с приоритетом позволило установить соответствие их критерию «новизна».Comparison of these claimed technical solutions with priority made it possible to establish compliance with their criterion of "novelty."
При изучении других технических решений в данных областях техники и технологии отличающиеся заявляемые изобретения от прототипа не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».In the study of other technical solutions in these areas of engineering and technology, the different claimed inventions from the prototype were not identified and therefore they provide the claimed technical solution with the criterion of "significant differences".
Способ осуществляется (фиг.) оборудованием, состоящим из силовых агрегатов 1 с двигателями 2 приемного и выкидного трубопроводов 3, 4, распределительного узла 5, приемных трубопроводов 6, гидравлических насосов-измерителей 7, включающих поршень 8, приемные и выкидные линии 9, штоков 10, уплотнительных камер 11, цилиндров первой и второй ступеней 12 и 13, установленных в отдельных блочных помещениях, контрольно-измерительных датчиков, датчиков управления, запорных устройств 16, нагнетательных скважин 15, нагнетательных водопроводов к скважинам 14.The method is carried out (Fig.) By equipment consisting of
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Определяется площадь разрабатываемой нефтеносной залежи, в которой исходя из проектируемых отборов пластовой продукции определяют объемы воды, которую необходимо закачивать в нефтеносный пласт, чтобы поддерживать в нем определенное давление оптимальной величины.The area of the developed oil field is determined, in which, based on the projected selections of reservoir products, the volumes of water that must be pumped into the oil reservoir are determined in order to maintain a certain pressure of optimal value in it.
Далее определяют количество нагнетательных скважин, их месторасположение и по приемистости скважин, по величине воды, которую необходимо закачивать в отдельные скважины, устанавливают величины рабочих давлений, которые необходимо поддерживать на устьях скважин с низкой приемистостью, определяют, при каких давлениях на приемах в их первой секции и на выкиде второй секции обеспечивается максимальное приращение давления. Таким образом, определяют рациональные значения приращений давлений по всем нагнетательным скважинам, которые должны быть подключены к проектируемой БКНС, и по максимальным значениям давлений, которые необходимо поддерживать на приемах первой секции, с определенным запасом как по производительности, так и по давлению, определяют и величину давлений на их выкидах.Next, the number of injection wells is determined, their location and according to the injectivity of the wells, by the amount of water that must be pumped into individual wells, the values of operating pressures that need to be maintained at the mouths of the wells with low injectivity are determined, and the pressure at the receptions in their first section is determined and on the outflow of the second section, a maximum pressure increment is provided. Thus, rational values of pressure increments are determined for all injection wells that must be connected to the designed pumping station, and the maximum pressure values that must be maintained at the receptions of the first section, with a certain margin both in terms of productivity and pressure, are also determined pressure on their discharges.
Далее с учетом приращений давлений в гидравлических насосах-измерителях и по номинальной производительности силовых насосов выбирают электродвигатели соответствующей мощности с определенным запасом как по производительности силовых насосов, так и по мощности электродвигателей для компенсации возможных их изменений в процессе эксплуатации.Then, taking into account the increment of pressure in the hydraulic meter pumps and the rated capacity of the power pumps, electric motors of the corresponding power are selected with a certain margin both in the capacity of the power pumps and in the power of the electric motors to compensate for their possible changes during operation.
В процессе эксплуатации закачиваемую воду в отдельные нагнетательные скважины измеряют гидравлическими насосами-измерителями, одновременно измеряют также во времени электросчетчиками потребляемую электроэнергию, что позволяет определить эффективность установленных режимов эксплуатации как отдельных скважин, установленного оборудования, так и кустовой насосной станции в целом.During operation, the water injected into individual injection wells is measured by hydraulic metering pumps, while the electricity consumed is also measured in time by electric meters, which makes it possible to determine the effectiveness of the established operating modes of both individual wells, installed equipment, and the well pump station as a whole.
Предлагаемое оборудование системы нагнетания работает следующим образом.The proposed equipment discharge system works as follows.
Откачивается вода силовыми насосами 1 определенного объема под рациональным давлением по выкидной линии поступает в распределительный узел 5, из которого она направляется по отдельным водопроводам к нагнетательным скважинам, в начале которых устанавливают гидравлические насосы-измерители 7. При этом распределительный узел и насосы-измерители размещаются в отдельном распределительно-измерительном блоке, в котором осуществляется, кроме распределения воды по отдельным водопроводам производится также в гидравлических насосах-измерителях трансформация давления с меньшего на большее при обеспечении рациональной его производительности с одновременным измерением объема нагнетаемой им воды в нефтеносный пласт.Water is pumped out by
Оптимальность установленных режимов работы системы нагнетания устанавливается по уровню обеспеченности отборов пластовой продукции, для сохранения оптимальной величины пластового давления, закачкой в нефтеносный пласт рабочего агента, при минимально возможных затратах средств, то есть при установившихся постоянных затратах сохранением рациональных значений переменных затрат, или затратах на электроэнергию, по которым более точно характеризуется эффективность проводимых мероприятий.The optimality of the established operating modes of the injection system is established by the level of availability of reservoir product withdrawals, in order to maintain the optimal reservoir pressure, pumping a working agent into the oil reservoir, at the lowest possible cost, that is, at steady-state costs while maintaining rational values of variable costs, or energy costs for which the effectiveness of the activities is more accurately characterized.
Управление и контроль системой нагнетания воды в нефтеносный пласт производится с блока управления и контроля, куда поступают сигналы из оборудования. При этом контроль за соблюдением режимов работы производится как в отдельных нагнетательных скважин, так и во всей кустовой насосной станции.Management and control of the system for pumping water into the oil reservoir is carried out from the control and monitoring unit, where signals from the equipment are received. At the same time, compliance with the operating modes is monitored both in individual injection wells and throughout the cluster pump station.
При этом измерения откачиваемой воды по отдельным нагнетательным скважинам осуществляются в первой секции гидравлических насосов-измерителей по формуле:In this case, the measurements of the pumped-out water for individual injection wells are carried out in the first section of the hydraulic metering pumps according to the formula:
когда в системе устанавливают только односекционный объемный измеритель, или по формуле:when only a single-section volumetric meter is installed in the system, or according to the formula:
где l2=l1+Δlшт,where l 2 = l 1 + Δl pc
где l2 - удлинение штока во второй секции из-за уменьшения диаметра поршня в ней;where l 2 is the extension of the rod in the second section due to a decrease in the diameter of the piston in it;
V2 - объем измеренной воды при ходе поршня в прямом направлении.V 2 - the volume of measured water during the stroke of the piston in the forward direction.
Объем измеренной воды в обратном направлении определяют по формуле:The volume of measured water in the opposite direction is determined by the formula:
Vобщ=(V1+V2)n - общий объем откачанной воды одним гидравлическим насосом-измерителем.V total = (V 1 + V 2 ) n is the total volume of pumped water by one hydraulic metering pump.
Тогда общий объем всей закачиваемой воды в нефтеносный пласт по кусту определяется как сумма закачиваемой воды по отдельным скважинам, подключенным к данному кусту насосной станции:Then the total volume of all injected water into the oil-bearing formation in the bush is determined as the sum of the injected water for individual wells connected to this bush of the pumping station:
При измерении объемов закачиваемой воды по скважинам, по датчикам давления и температуры измеряют также величины давлений на входе и на выходе в гидравлических насосных измерителях и температуру откачиваемой воды.When measuring the volumes of injected water in wells, pressure and temperature sensors also measure the pressure at the inlet and outlet in hydraulic pump meters and the temperature of the pumped water.
Измеряют также по кусту электросчетчиками общую потребляемую электрическую энергию и определяют изменения потребляемой энергии по отдельным нагнетательным скважинам с учетом ее потерь в отдельных звеньях системы: силовые насосы - нагнетательные скважины - нефтеносный пласт, что осуществляют периодически по данным изменений давлений в отдельных звеньях системы исследовательскими бригадами.The total consumed electric energy is also measured from the bush by electric meters and the changes in energy consumed are determined for individual injection wells, taking into account its losses in individual parts of the system: power pumps - injection wells - oil reservoir, which is carried out periodically according to the pressure changes in individual parts of the system by research teams.
Источники информацииSources of information
1. Способ откачки газожидкостных смесей, газов и жидкостей с использованием природных потенциальных энергий и устройство для его осуществления. Патент на изобретение №2134772 от 20.08.99 г., бюллетень №23.1. The method of pumping gas-liquid mixtures, gases and liquids using natural potential energies and a device for its implementation. Patent for invention No. 2134772 dated 08/20/99, Bulletin No. 23.
2. В.И.Щуров. Технология и техника добычи нефти». - М.: Недра, 1983 г., с.55, 61.2. V.I. Shchurov. Technology and equipment for oil production. " - M .: Nedra, 1983, p. 55, 61.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004103527/03A RU2265120C2 (en) | 2004-02-06 | 2004-02-06 | Oil-bearing bed development method and equipment for group pumping station with oil deposit zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004103527/03A RU2265120C2 (en) | 2004-02-06 | 2004-02-06 | Oil-bearing bed development method and equipment for group pumping station with oil deposit zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004103527A RU2004103527A (en) | 2005-07-20 |
| RU2265120C2 true RU2265120C2 (en) | 2005-11-27 |
Family
ID=35842165
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004103527/03A RU2265120C2 (en) | 2004-02-06 | 2004-02-06 | Oil-bearing bed development method and equipment for group pumping station with oil deposit zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2265120C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2493361C1 (en) * | 2012-02-27 | 2013-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for controlling multimachine complex of reservoir pressure maintenance system |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110008494A (en) * | 2018-12-13 | 2019-07-12 | 胜利油田森诺胜利工程有限公司 | A kind of oil field machinery oil system energy consumption method for on-line optimization |
-
2004
- 2004-02-06 RU RU2004103527/03A patent/RU2265120C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| МОЛЧАНОВ Г.В. и др. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984, с. 226-230. * |
| ЩУРОВ В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, с. 55, 61. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2493361C1 (en) * | 2012-02-27 | 2013-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for controlling multimachine complex of reservoir pressure maintenance system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004103527A (en) | 2005-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101275459B (en) | Controlling flows in a well | |
| CN102168551B (en) | Device and method for continuously measuring working fluid level depth of oil well and continuously metering produced liquid | |
| CN103998783A (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
| CN104832131B (en) | Method for selecting optimum oil collecting parameters based on whole mechanical production and oil collecting systems | |
| CN105952436B (en) | A method of early stage well kick overflow real-time monitoring is carried out based on instantaneous flow | |
| RU2002122762A (en) | SYSTEM AND METHOD FOR OPTIMIZING A FLOW OF A FLUID IN A GAS-LIFT OIL WELL | |
| CN106761680B (en) | A kind of judgment method of chemical viscosity reduction auxiliary threaded rod pump lifting heavy oil process | |
| RU2265120C2 (en) | Oil-bearing bed development method and equipment for group pumping station with oil deposit zone | |
| CN104153982A (en) | Method and device for acquiring characteristic curve of rod-pumped well underground system | |
| CN103061750B (en) | Online measuring method for dynamic liquid level under sucker rod oil well | |
| Isaev et al. | Oil production stimulation by creating a vacuum in the annular space of the well | |
| CN207485391U (en) | Gas drilling pit shaft drain Monitoring and control system | |
| CN105545718B (en) | Flow and pressure dual control fluid pressurization device and method | |
| Olufemi et al. | Predictive tool for bottom-hole pressure in multiphase flowing wells | |
| RU2318988C2 (en) | Method and device for oil well operation optimization along with oil well productivity change | |
| Ma | The study of hydraulic automatic pressure regulating technology in water injection well | |
| RU2381354C1 (en) | Oil fields development method | |
| RU2263208C2 (en) | Method for measuring well operation parameters and group unit for above method implementation | |
| Schmidt et al. | New developments to improve continuous-flow gas lift utilizing personal computers | |
| RU2162515C1 (en) | System of control of process fluid distribution among wells | |
| RU2134772C1 (en) | Method and device for pumping out gas-fluid mixes, gases and fluids with utilization of natural potential energy | |
| CN104179670A (en) | Measuring method for energy-saving rate of water pump set after applying remanufacturing technology | |
| Rausch et al. | Experimental and theoretical investigations of multiphase twin screw pumps for new offshore applications | |
| RU2725206C1 (en) | Fluid flow distributor in formation pressure maintenance systems | |
| CN106910006A (en) | A kind of pre-judging method of Shallow Heavy Oil Reservoir two phase flow screw pump lifting |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140207 |