RU2298645C2 - Method for oil production with the use of marginal wells - Google Patents
Method for oil production with the use of marginal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2298645C2 RU2298645C2 RU2005109954/03A RU2005109954A RU2298645C2 RU 2298645 C2 RU2298645 C2 RU 2298645C2 RU 2005109954/03 A RU2005109954/03 A RU 2005109954/03A RU 2005109954 A RU2005109954 A RU 2005109954A RU 2298645 C2 RU2298645 C2 RU 2298645C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pumps
- production
- electric motor
- producing
- pump
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Предложенное изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти посредством комплексной насосной системы, позволяющей оптимизировать процесс перекачки нефти.The proposed invention relates to the field of the oil industry, and in particular to methods of oil production through an integrated pumping system that allows you to optimize the process of pumping oil.
Известен способ добычи нефти посредством электронасоса и электронной аппаратуры для обработки и последующей оптимизации процесса откачки нефти из скважины, согласно которому для проверки корректности режима работы электронасоса измеряют ток в цепи его электродвигателя, сравнивают его с установленными для него пороговыми значениями тока на заданной частоте вращения вала электродвигателя и в случае, если измеренный ток выходит за то или иное пороговое значение, то считается, что режим работы электродвигателя электронасоса нестабилен и частота его вращения понижается до заранее определенного значения, а при условии, что продолжительность нестабильности превышает заранее определенное значение, электронасос и вовсе останавливают. Подобное техническое решение раскрыто в описании к патенту GB 2334284 А, опубликованному 18.08.1999, МПК 7 Е21В 34/16, 43/12. Однако в указанном техническом решении не предусмотрено решение задачи оптимизации процесса добычи нефти (в частности, из малодебитных скважин), поскольку при нарушении стабильности режима работы электронасоса он попросту останавливается или, по крайней мере, переводится на режим работы с заведомо низкими оборотами, на которых уровень добычи нефти сравнительно мал и нестабилен.A known method of oil production by means of an electric pump and electronic equipment for processing and subsequent optimization of the process of pumping oil from the well, according to which to verify the correct operation of the electric pump, measure the current in the circuit of its electric motor, compare it with the threshold current values set for it at a given rotational speed of the motor shaft and if the measured current goes beyond a threshold value, it is considered that the operating mode of the electric pump motor is unstable and its rotation frequency decreases to a predetermined value, and provided that the duration of the instability exceeds a predetermined value, the electric pump is completely stopped. A similar technical solution is disclosed in the patent specification GB 2334284 A, published on 08/18/1999, IPC 7 ЕВВ 34/16, 43/12. However, the indicated technical solution does not provide for the solution of the problem of optimizing the oil production process (in particular, from low-production wells), because if the stability of the operation of the electric pump is not stable, it simply stops or at least switches to a mode of operation with deliberately low speeds, at which the level oil production is relatively small and unstable.
Наиболее близким к предложенному изобретению является способ добычи нефти посредством комплексной насосной системы, в которую входят добывающие скважинные насосы и насосы ППД, помещенные соответственно в добывающие и нагнетательные скважины, с единой системой управления, раскрытый в описании к патенту РФ RU 2142556 С1, опубликованному 10.12.1999, МПК 7 Е21В 43/20. Подобные системы широко используются в современной нефтедобывающей промышленности. Однако в указанном способе также не предусмотрена возможность более гибкой автоматической оптимизации процесса перекачки нефти в целях повышения эффективности эксплуатации системы скважин, в том числе и малодебитных скважин.Closest to the proposed invention is a method of oil production through an integrated pumping system, which includes production well pumps and pressure pumps, respectively placed in production and injection wells, with a single control system, disclosed in the description of the patent of the Russian Federation RU 2142556 C1, published 10.12. 1999, IPC 7 Е21В 43/20. Similar systems are widely used in the modern oil industry. However, this method also does not provide for more flexible automatic optimization of the oil pumping process in order to increase the efficiency of the operation of the well system, including low-production wells.
Предложенное техническое решение позволяет непрерывно оптимизировать процесс перекачки нефти из малодебитных скважин, т.е. максимально увеличить уровень ее добычи, при увеличении надежности работы всей комплексной насосной системы в целом в случае непредвиденного выхода из строя нескольких отдельных входящих в нее нефтедобывающих установок.The proposed technical solution allows to continuously optimize the process of pumping oil from low-production wells, i.e. maximize the level of its production, while increasing the reliability of the entire integrated pumping system as a whole in the event of an unforeseen failure of several separate oil production units included in it.
Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, заключающемся в том, что добыча производится посредством комплексной насосной системы, включающей добывающие скважинные насосы и насосы ППД с единой системой управления, осуществляющей непрерывный контроль и регулирование подачи насосов, изменение объема добычи пластовой жидкости осуществляют при одновременном регулировании подачи насосов ППД, непрерывной автоматической оптимизации откачки пластовой жидкости добывающими скважинными насосами в соответствии с изменением притока пластовой жидкости в скважинах, причем вышеуказанный процесс реализуется путем непрерывного измерения тока в цепи электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса при заданной частоте вращения вала электродвигателя и автоматического соразмерного увеличения частоты вращения вала электродвигателя в случае увеличения величины тока и, наоборот, соразмерного уменьшения частоты в случае уменьшения величины тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса.The problem is solved in that in the method of oil production, which consists in the fact that the production is carried out by means of an integrated pumping system, including production well pumps and pressure pumps with a single control system that continuously monitors and regulates the flow of pumps, changing the volume of reservoir fluid is carried out at simultaneous regulation of the supply of PPD pumps, continuous automatic optimization of reservoir fluid pumping by producing well pumps in accordance with the change the flow of formation fluid in the wells, the above process being carried out by continuously measuring the current in the electric motor circuit of the corresponding producing well pump at a given frequency of rotation of the electric motor shaft and automatically proportionally increasing the frequency of electric motor shaft rotation in the event of an increase in the current magnitude and, conversely, a commensurate decrease in frequency if the magnitude of the current in the motor circuit of a producing well pump.
Для повышения надежности и удобства обслуживания эксплуатируемой комплексной насосной системы при регулировании частоты вращения вала электродвигателей добывающих скважинных насосов в процессе автоматической оптимизации подачи скважинной жидкости диапазон регулирования может быть выбран таким, что он удовлетворяет условию ωmax/ωmin≥2, где ωmax, ωmin - соответственно максимальная и минимальная задаваемые частоты вращения вала электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса. Мониторинг работы комплексной насосной системы может осуществляться посредством радиомодемной спутниковой связи. Измерение добычи пластовой жидкости может осуществляться косвенным методом измерения на основании заданной частоты вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса и измеренных величин тока в цепи данного электродвигателя. В случае выхода из строя ряда добывающих скважинных насосов, входящих в комплексную насосную систему, для повышения объема добычи нефти целесообразно одновременно увеличить частоту вращения валов электродвигателей остальных добывающих скважинных насосов и величину тока в цепи данных электродвигателей.To increase the reliability and ease of maintenance of the operating complex pumping system when adjusting the shaft speed of the producing well pump electric motors during automatic optimization of the well fluid supply, the control range can be chosen so that it satisfies the condition ω max / ω min ≥ 2, where ω max , ω min - respectively, the maximum and minimum specified rotational speeds of the motor shaft of the corresponding production well pump. Monitoring the operation of an integrated pumping system can be carried out through radio modem satellite communications. The measurement of production fluid can be carried out by an indirect method of measurement based on a given frequency of rotation of the motor shaft of the corresponding downhole production pump and the measured current values in the circuit of this electric motor. In the event of failure of a number of production well pumps that are part of a complex pumping system, it is advisable to simultaneously increase the speed of the electric motor shafts of the remaining production well pumps and the current in the data circuit of the electric motors to increase the volume of oil production.
На фиг.1 приведена схема комплексной насосной системы, реализующей предложенный способ.Figure 1 shows a diagram of an integrated pumping system that implements the proposed method.
На фиг.2, 3 приведены семейства соответственно основных частотных характеристик центробежного насоса в координатах напор столба пластовой жидкости (м) - объем добычи (м3/сутки) и ток в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса (А) - объем добычи (м3/сутки).Figure 2, 3 shows the families, respectively, of the main frequency characteristics of a centrifugal pump in the coordinates of the head of the reservoir fluid column (m) - production volume (m 3 / day) and the current in the electric motor circuit of the production well pump (A) - production volume (m 3 / day).
Эксплуатируемое месторождение содержит совокупность добывающих скважин с установленными в них добывающими скважинными насосами 1 и скважин для обеспечения поддержания пластового давления с установленными в ее устье насосами ППД 2. Как добывающие скважинные насосы 1, так и насосы ППД 2, электрически или посредством радиомодемной спутниковой связи (на фиг.1 показана пунктирной линией) соединены двухсторонней связью с единой централизованной системой управления 3, осуществляющей непрерывный контроль и регулирование подачи насосов. В случае, если сигналы с добывающих скважинных насосов 1 и насосов ППД 2 к единой централизованной системе управления 3 и наоборот передаются посредством радиомодемной спутниковой связи, то в состав системы также входят спутники 4 со встроенными радиомодемными приемо-передающими устройствами.An exploited field contains a combination of production wells with production well pumps 1 installed in them and wells to ensure reservoir pressure with the injection pumps 2 installed in its mouth. Both production well pumps 1 and production pumps 2, either electrically or via radio modem satellite communications (on figure 1 is shown by a dashed line) connected by two-way communication with a single centralized control system 3, which continuously monitors and regulates the flow of pumps. In the event that signals from producing downhole pumps 1 and RPM pumps 2 to a single centralized control system 3 and vice versa are transmitted via radio modem satellite communications, then the system also includes satellites 4 with integrated radio modem transceivers.
Предложенный способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
В процессе подъема пластовой жидкости из добывающей скважины при выходе на оптимальный режим непрерывно измеряют ток в цепи электродвигателя каждого добывающего скважинного насоса 1 на заданной неизменной частоте вращения его вала. Увеличение тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 свидетельствует о том, что увеличился дебит скважины и для вывода его на оптимальный режим работы, а соответственно, и для повышения уровня добычи целесообразно также соразмерно (т.е. в соответствии с установленной функциональной зависимостью) увеличить и частоту вращения вала электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 путем повышения напряжения, питающего электродвигатель, например его амплитуды или частоты. И, напротив, уменьшение тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 свидетельствует о том, что дебит скважины уменьшился и для вывода его на оптимальный режим работы целесообразно также соразмерно уменьшить и частоту вращения вала электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 путем понижения напряжения, питающего электродвигатель, в то время, как в способе, раскрытом в GB 2334284, частота вращения вала электродвигателя насоса уменьшается несоразмерно величине уменьшения тока в цепи электродвигателя, а до некой заранее установленной конкретной величины. Управление всей совокупностью насосов осуществляется посредством единой централизованной системой управления 3, которая непрерывно измеряет величину тока в цепи каждого из электродвигателей соответствующих добывающих скважинных насосов 1 и в соответствии с измеренными значениями соответствующим образом регулирует частоту вращения вала электродвигателя для каждого отдельного скважинного добывающего насоса 1. Приведенные в настоящей заявке основные частотные характеристики добывающих скважинных насосов, характеризующие функциональную взаимосвязь между величиной изменения тока в цепи их электродвигателей и объемом добычи пластовой жидкости на заданных частотах вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса, определяются экспериментально путем предварительной тарировки каждой отдельной нефтедобывающей установки и зависят как от параметров конструкции установки, так и параметров соответствующей добывающей скважины (в качестве примера см. фиг.2, 3).In the process of raising the reservoir fluid from the producing well upon reaching the optimum mode, the current in the electric motor circuit of each producing well pump 1 is continuously measured at a predetermined unchanged rotational speed of its shaft. An increase in the current in the electric motor circuit of the producing downhole pump 1 indicates that the production rate of the well has increased and it is advisable to proportionally (i.e., in accordance with the established functional dependence) to increase its production rate and, accordingly, to increase the production level and the rotational speed of the motor shaft of the producing well pump 1 by increasing the voltage supplying the electric motor, for example, its amplitude or frequency. And, on the contrary, a decrease in the current in the electric circuit of the producing well pump 1 indicates that the well production rate has decreased and in order to bring it to the optimal operating mode it is also advisable to proportionally reduce the rotational speed of the shaft of the electric motor of the producing well pump 1 by lowering the voltage supplying the electric motor to while in the method disclosed in GB 2334284, the rotational speed of the pump motor shaft decreases disproportionately to the magnitude of the current reduction in the motor circuit, and to a certain amount in advance set specific value. The entire set of pumps is controlled through a single centralized control system 3, which continuously measures the current in the circuit of each of the electric motors of the corresponding production well pumps 1 and, in accordance with the measured values, adjusts the rotational speed of the motor shaft for each individual well production pump 1. of the present application, the main frequency characteristics of producing well pumps characterizing the functional The relationship between the magnitude of the current change in the circuit of their electric motors and the volume of produced fluid at given rotational speeds of the electric motor shaft of the corresponding downhole production pump is determined experimentally by preliminary calibration of each individual oil production unit and depends on both the design parameters of the installation and the parameters of the corresponding production well ( as an example, see figure 2, 3).
Одновременно единая централизованная система управления 3 регулирует подачу насосов ППД 2, в качестве которых могут быть выбраны насосы любого типа, которые обеспечивают требуемое давление на нефтесодержащий обрабатываемый пласт и могут работать в заданных условиях эксплуатации исходя из пластового давления, по необходимости увеличивая или уменьшая давление, оказываемое на ту или иную зону эксплуатируемого месторождения.At the same time, a single centralized control system 3 regulates the flow of PPD 2 pumps, of which pumps of any type can be selected that provide the required pressure on the oil-containing treated formation and can work in specified operating conditions based on the reservoir pressure, increasing or decreasing the pressure exerted if necessary to one or another zone of the field being exploited.
Предварительные эксперименты показали, что при регулировании частоты вращения вала электродвигателей добывающих скважинных насосов диапазон регулирования целесообразно выбрать таким, чтобы он удовлетворял условию - соответственно максимальная и минимальная задаваемые частоты вращения вала электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса. В случае, если расстояние между отдельными установками системы достаточно велико и/или условия эксплуатации месторождения существенно затрудняют прокладку кабелей от насосов к единой централизованной системе управления 3 для обеспечения между ними устойчивой двухсторонней электрической связи, мониторинг работы комплексной насосной системы может быть осуществлен посредством радиомодемной спутниковой связи, обеспечиваемой спутниками 4, со встроенными радиомодемными приемо-передающими устройствами. В процессе подъема пластовой жидкости из скважины также важно иметь постоянную информацию относительно ее объема добычи, однако установленная на поверхности скважины соответствующая измерительная аппаратура, как правило, существенно зависит от свойств пластовой жидкости, в частности от ее газосодержания, в связи с чем она зачастую может иметь достаточно высокую дополнительную и динамическую погрешности, что существенно искажает результаты измерения. В связи с этим измерение добычи пластовой жидкости целесообразно проводить косвенным методом измерения на основании заданной частоты вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса и измеренных величин тока в цепи данного электродвигателя. Для этого используется приведенная на фиг.3 зависимость: ток в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса (А) - объем добычи (м3/сутки) на разных частотах. Нередко случается, что несмотря на все мероприятия по удержанию добывающих скважинных насосов 1 в заданном режиме работы, ряд из них все же временно выходит из строя и, как следствие, падает объем добычи нефти. Поэтому в случае выхода из строя ряда добывающих скважинных насосов 1, входящих в комплексную насосную систему, одновременно увеличивают частоту вращения валов электродвигателей остальных добывающих скважинных насосов 1 и величину тока в цепи данных электродвигателей, что позволяет восполнить до заданного уровня объем добычи нефти, уменьшенный вследствие "срыва" ряда добывающих скважинных насосов 1.Preliminary experiments have shown that when regulating the rotational speed of the shaft of the electric motors of the producing well pumps, it is advisable to choose a control range so that it satisfies the condition — accordingly, the maximum and minimum settable rotational speeds of the motor shaft of the corresponding producing well pump. If the distance between the individual installations of the system is large enough and / or the operating conditions of the field significantly complicate the laying of cables from the pumps to a single centralized control system 3 to ensure stable two-way electrical communication between them, the operation of the integrated pump system can be monitored by satellite radio modem provided by satellites 4, with integrated radio modem transceivers. In the process of raising the formation fluid from the well, it is also important to have constant information on its production volume, however, the corresponding measuring equipment installed on the surface of the well, as a rule, substantially depends on the properties of the formation fluid, in particular on its gas content, and therefore it can often have a sufficiently high additional and dynamic error, which significantly distorts the measurement results. In this regard, it is advisable to measure the production of production fluid by an indirect method of measurement based on a given frequency of rotation of the motor shaft of the corresponding borehole production pump and the measured current values in the circuit of this electric motor. For this, the dependence shown in Fig. 3 is used: the current in the electric motor circuit of the producing well pump (A) is the production volume (m 3 / day) at different frequencies. It often happens that despite all the measures to keep the producing well pumps 1 in a given operating mode, a number of them still temporarily fail and, as a result, the volume of oil production decreases. Therefore, in the event of a failure of a number of production well pumps 1 included in the integrated pump system, the rotational speed of the electric motor shafts of the remaining production well pumps 1 and the current value in the data circuit of the electric motors are simultaneously increased, which makes it possible to replenish oil production to a predetermined level, reduced due to " disruption of a number of producing downhole pumps 1.
Пример осуществления предложенного способа.An example implementation of the proposed method.
Зонально-неоднородный участок залежи нефти разбурен десятью скважинами; шестью добывающими и четырьмя нагнетательными (см. фиг.1). Расстояние между скважинами в среднем составляет 800 м. В качестве добывающих скважинных насосов использовались насосы марки ЦУНАР - 100, а в качестве насосов ППД - насосы УЭЦН с регулируемым приводом. В качестве рабочей частоты вращения вала электродвигателя каждого из добывающих скважинных насосов была выбрана частота 7000 об/мин. В процессе подъема пластовой жидкости из одной из скважин ток в цепи электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса увеличился с 10 до 12 А. На основании этого был сделан вывод, что дебит скважины увеличился, а следовательно, в целях более эффективной эксплуатации скважины требуется поднять частоту вращения вала электродвигателя добывающего скважинного насоса с 7000 до 7800 об/мин (см. фиг.2, 3). При этом объем добычи пластовой жидкости будет составлять, как видно из фиг.2, 40 м3/сутки. В процессе эксплуатации комплексной насосной системы два добывающих скважинных насоса вследствие тяжелых условий эксплуатации вышли из строя. Для компенсации потерь в объеме добычи нефти частоты вращения валов электродвигателей работоспособных добывающих скважинных насосов были увеличены с 7000 до 9000 об/мин, а ток в цепи их электродвигателей соответственно увеличен с 10 до 16 А путем изменения питающего напряжения на входе электродвигателей. В этом случае объем добычи пластовой жидкости для каждого работающего добывающего скважинного насоса составил 60 м3/сутки (см. фиг.2, 3). Для рассматриваемой комплексной насосной системы максимальная задаваемая частота вращения вала электродвигателя каждого добывающего скважинного насоса ωmax может достигать 10000 об/мин, а минимальная ωmin - 4000 об/мин.The zonal-heterogeneous section of the oil deposit has been drilled by ten wells; six mining and four injection (see figure 1). The average distance between wells is 800 m. TsUNAR-100 pumps were used as production well pumps, and ESP pumps with an adjustable drive were used as PPD pumps. As the operating frequency of the electric motor shaft rotation of each of the producing well pumps, a frequency of 7000 rpm was chosen. In the process of raising the reservoir fluid from one of the wells, the current in the electric motor circuit of the corresponding production well pump increased from 10 to 12 A. Based on this, it was concluded that the flow rate of the well increased, and therefore, in order to more efficient operation of the well, it is necessary to increase the shaft speed an electric motor of a production well pump from 7000 to 7800 rpm (see Fig. 2, 3). In this case, the volume of production of reservoir fluid will be, as can be seen from figure 2, 40 m 3 / day. During the operation of the integrated pumping system, two production well pumps failed due to severe operating conditions. To compensate for losses in the volume of oil production, the shaft speeds of electric motors of efficient production well pumps were increased from 7000 to 9000 rpm, and the current in the circuit of their electric motors was respectively increased from 10 to 16 A by changing the supply voltage at the input of the electric motors. In this case, the volume of production of reservoir fluid for each working production well pump was 60 m 3 / day (see figure 2, 3). For the considered complex pumping system, the maximum set frequency of rotation of the electric motor shaft of each production well pump, ω max, can reach 10,000 rpm, and the minimum ω min - 4,000 rpm.
Предложенный способ, помимо того, что он позволяет максимально увеличить уровень добычи нефти из малодебитных скважин при увеличении надежности работы всей комплексной насосной системы в целом в случае непредвиденного выхода из строя нескольких отдельных входящих в нее нефтедобывающих установок, также сравнительно прост на стадии практического осуществления. Для его осуществления не требуется каких-либо специальных сложных и дорогостоящих агрегатов и он может быть реализован на базе имеющегося парка скважинных добывающих насосов, насосов ППД, автоматизированных систем управления данными насосами, а также радиомодемных приемо-передающих радиоустройств, предназначенных для установки на спутниках.The proposed method, in addition to allowing it to maximize the level of oil production from low-production wells while increasing the reliability of the entire complex pumping system as a whole in the event of an unexpected failure of several separate oil-producing units included in it, is also relatively simple at the practical implementation stage. Its implementation does not require any special complex and expensive units and it can be implemented on the basis of the existing fleet of borehole production pumps, RPM pumps, automated control systems for these pumps, as well as radio modem radio transceivers intended for installation on satellites.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005109954/03A RU2298645C2 (en) | 2005-04-06 | 2005-04-06 | Method for oil production with the use of marginal wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005109954/03A RU2298645C2 (en) | 2005-04-06 | 2005-04-06 | Method for oil production with the use of marginal wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005109954A RU2005109954A (en) | 2006-10-20 |
| RU2298645C2 true RU2298645C2 (en) | 2007-05-10 |
Family
ID=37437384
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005109954/03A RU2298645C2 (en) | 2005-04-06 | 2005-04-06 | Method for oil production with the use of marginal wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2298645C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747138C1 (en) * | 2020-08-19 | 2021-04-28 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600002C1 (en) * | 2015-05-26 | 2016-10-20 | Дмитрий Геннадиевич Козлов | Method of tractor curvilinear motion trajectory determining |
-
2005
- 2005-04-06 RU RU2005109954/03A patent/RU2298645C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРАЧЕВ Ю.В. и др. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. - М.: Недра, 1968, с.288. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747138C1 (en) * | 2020-08-19 | 2021-04-28 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005109954A (en) | 2006-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8746353B2 (en) | Vibration method to detect onset of gas lock | |
| EP2162594B1 (en) | Device, method and program product to automatically detect and break gas locks in an esp | |
| RU2421605C1 (en) | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive | |
| US9194220B2 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| US10995595B2 (en) | System and method for artifically recharging a target reservoir via water injection from a local source | |
| RU2718633C2 (en) | Hydrocarbon production system and corresponding method | |
| JP4172733B2 (en) | Operation method of hydrocarbon production plant | |
| AU2015316947A1 (en) | System for pumping a fluid and method for its operation | |
| RU2298645C2 (en) | Method for oil production with the use of marginal wells | |
| EP0756065A1 (en) | System for controlling production from a gas-lifted oil well | |
| US11035209B2 (en) | Method and system for controlling downhole pumping systems | |
| CA2985704C (en) | Apparatus and method for injecting a chemical to facilitate operation of a submersible well pump | |
| US20180202432A1 (en) | Subsea pump and system and methods for control | |
| RU2380521C2 (en) | Method of oil withdrawal from high gas content well and electroloading equipment for it | |
| RU2250357C2 (en) | Method for operating well by electric down-pump with frequency-adjusted drive | |
| CN103790528B (en) | Seabed based on FPGA mud lifting pump controls technology | |
| CN105089609B (en) | Method for controlling wellbore pressure | |
| AU2015316948B2 (en) | System for pumping a fluid and method for its operation | |
| CN105089527B (en) | For controlling the device and method of wellbore pressure | |
| WO2017010891A1 (en) | Subsea pump and system and methods for control | |
| RU2677313C1 (en) | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit | |
| RU2758326C1 (en) | Method for regulating the operating mode of a well equipped with an electric center pump installation in an inter-well pumping system | |
| RU2256065C1 (en) | Device for operation of electric down-pump in oil-gas well | |
| US11840912B1 (en) | Management of power rate of change | |
| US20240011378A1 (en) | Load management for power systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20090310 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120407 |