RU2315860C2 - Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair - Google Patents
Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair Download PDFInfo
- Publication number
- RU2315860C2 RU2315860C2 RU2006108030/03A RU2006108030A RU2315860C2 RU 2315860 C2 RU2315860 C2 RU 2315860C2 RU 2006108030/03 A RU2006108030/03 A RU 2006108030/03A RU 2006108030 A RU2006108030 A RU 2006108030A RU 2315860 C2 RU2315860 C2 RU 2315860C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- duration
- fluid
- bringing
- pumping
- Prior art date
Links
Landscapes
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Область техники.The field of technology.
Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружных центробежных насосных установок (УЭЦН) с регулируемым электроприводом и может быть использовано для освоения добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных скважин, и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта.The invention relates to the production of fluid from wells by a mechanized method using submersible centrifugal pumping units (ESP) with an adjustable electric drive and can be used to develop producing oil wells, mainly low-production and medium-production wells, and / or bringing them to the optimum mode after repair.
Уровень техники.The level of technology.
Известен способ освоения скважин периодическим включением УЭЦН на 1 час с последующим отключением на 1,5 часа (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, стр.39-40) с регулярным контролем динамического уровня пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины и тока, потребляемого погружным электродвигателем (ПЭД). Перевод УЭЦН на непрерывную работу осуществляют при достижении минимально допустимой скорости охлаждающей ПЭД пластовой жидкости.There is a known method of developing wells by periodically turning on the ESP for 1 hour, followed by shutting down for 1.5 hours (Installing submersible centrifugal pumps ALNAS. Operating Instructions for ESPA RE. EUTI.N.354.000 RE. Almetyevsk. OJSC ALNAS, 2004, p. 39 -40) with regular monitoring of the dynamic level of the reservoir fluid in the annulus of the well and the current consumed by the submersible electric motor (SEM). The transfer of the ESP to continuous operation is carried out when the minimum permissible speed of the cooling PEM of the formation fluid is reached.
Недостатками способа являются длительный срок и невысокое качество освоения скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта. Они обусловлены необходимостью проведения большого количества измерений и расчетов для коррекции режимов работы установки, а также невысокой скоростью изменения депрессии на пласт вследствие использования УЭЦН малой производительности, равной дебиту скважины.The disadvantages of the method are the long term and low quality of well development and / or bringing them to the optimal mode after repair. They are caused by the need to carry out a large number of measurements and calculations to correct the operating modes of the installation, as well as the low rate of change of depression on the formation due to the use of ESP of low productivity equal to the flow rate of the well.
Наиболее близким аналогом, принятым в качестве прототипа изобретения, является способ вывода скважин на оптимальный режим после ремонта (RU 2202034) в циклическом режиме. При ремонте устанавливают насос с номинальной производительностью, большей максимального дебита скважины до производства ремонта. Время работы насоса после ремонта равно функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения межтрубного пространства. Время работы насоса в первом цикле назначают минимальным и равным 1,5-1,7 часа.The closest analogue, adopted as a prototype of the invention, is a method of bringing wells to the optimal mode after repair (RU 2202034) in a cyclic mode. During the repair, a pump is installed with a nominal productivity greater than the maximum production rate of the well before the repair is carried out. The pump running time after repair is equal to the functionality of the boundary conditions of the pump, the time and the filling speed of the annulus. The operating time of the pump in the first cycle is prescribed as minimum and equal to 1.5-1.7 hours.
Недостатками способа являются длительный срок и невысокое качество освоения скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта, а также сокращение межремонтного периода (МРП) оборудования вследствие его перегрузки при освоении скважин и/или выводе их на оптимальный режим после ремонта, связанной с длительной работой УЭЦН в неоптимальных режимах при слабом притоке.The disadvantages of the method are the long term and low quality of well development and / or bringing them to the optimal mode after repair, as well as reducing the overhaul period (MC) of the equipment due to its overload when developing wells and / or putting them to the optimal mode after repair, associated with long ESP operation in suboptimal modes with weak inflow.
Раскрытие изобретения.Disclosure of the invention.
Задачей изобретения является сокращение сроков и повышение качества освоения скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта, увеличение МРП оборудования.The objective of the invention is to reduce the time and improve the quality of well development and / or bringing them to the optimal mode after repair, increasing the MCI of the equipment.
Предложен способ, согласно которому для освоения скважины и/или выводе ее на оптимальный режим после ремонта используют регулируемую УЭЦН. Откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке. Среднеинтегральную во времени производительность установки регулируют изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. УЭЦН выбирают производительностью более 80 м3/сут., превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза. Давление, развиваемое УЭЦН при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения. Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине регулируют таким образом, чтобы работа УЭЦН осуществлялась в периодическом кратковременном режиме, при котором продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине не превышают продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине, необходимых для достижения теплового равновесия элементов установки с окружающей средой.A method is proposed according to which an adjustable ESP is used to develop a well and / or bring it to the optimum mode after repair. Pumping fluid from the well alternate with the accumulation of fluid in the well with the unit turned off. The average integrated over time productivity of the installation is regulated by changing the ratio of the duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well. ESPs are selected with a capacity of more than 80 m 3 / day., Exceeding the calculated well production rate in the steady state operation mode by more than 2 times. The pressure developed by the ESP during pumping fluid out of the well is controlled by changing the pump rotation speed so that the pump efficiency over the entire control range is at least 0.9 of the maximum efficiency for a given rotation speed. The duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well are controlled so that the ESP operates in a periodic short-term mode, in which the duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well do not exceed the duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well necessary to achieve thermal equilibrium of the installation elements with the environment.
Данное сочетание существенных признаков изобретения является новым, т.к. в известных способах освоения добывающих нефтяных скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта подобное сочетание существенных признаков не встречается.This combination of the essential features of the invention is new, because in known methods for developing producing oil wells and / or bringing them to the optimum mode after repair, such a combination of essential features is not found.
От прототипа предложенный способ отличается тем, что при подборе оборудования в его состав включают погружной центробежный насос (ЭЦН) с подачей более 80 м3/сут., превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме более чем в 2 раза, и ПЭД соответствующей мощности.The proposed method differs from the prototype in that when selecting equipment, it includes a submersible centrifugal pump (ESP) with a feed of more than 80 m 3 / day, exceeding the calculated well flow rate in the steady state by more than 2 times, and a SEM of the corresponding power.
Освоение скважин с помощью УЭЦН аналогично свабированию. Наиболее важным параметром, определяющим сроки и качество освоения скважин свабированием, является скорость изменения депрессии на пласт, определяемая скоростью движения сваба.Well development using ESP is similar to swabbing. The most important parameter that determines the timing and quality of well swab development is the rate of change of depression per formation, determined by the speed of movement of the swab.
В предложенном способе выбирают УЭЦН, производительность которой в несколько раз превышает дебит скважины. Более производительная установка дает возможность быстрее откачивать жидкость из скважины и, соответственно, получить скорость изменения депрессии на пласт в несколько раз большую, чем в прототипе. Поэтому применение предложенного способа позволяет сократить сроки и повысить качество освоения скважин и/или вывод их на оптимальный режим.In the proposed method, ESP is selected, the productivity of which is several times higher than the flow rate of the well. A more productive installation makes it possible to quickly pump out fluid from the well and, accordingly, get the rate of change of depression on the formation several times higher than in the prototype. Therefore, the application of the proposed method can reduce the time and improve the quality of well development and / or bringing them to the optimal mode.
Положительной особенностью прототипа является цикличность воздействия на пласт изменением депрессии, что очень эффективно вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации и шлама. В предложенном способе продолжительность периода работы оборудования, равная сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, в несколько раз меньше, чем в прототипе, вследствие эксплуатации УЭЦН в периодическом кратковременном режиме. Поэтому изменение депрессии осуществляют с большей, чем в прототипе, частотой, что также повышает качество освоения скважин и/или вывод их на оптимальный режим.A positive feature of the prototype is the cyclical effect on the reservoir by a change in depression, which is very effective due to the better cleaning of the filter zone from the products of mudding and sludge. In the proposed method, the duration of the equipment’s period of operation, equal to the sum of the duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in the well, is several times less than in the prototype, due to the operation of the ESP in a periodic short-term mode. Therefore, the change in depression is carried out with a greater frequency than in the prototype, which also improves the quality of well development and / or their conclusion to the optimal mode.
ЭЦН с подачей более 80 м3/сут., предназначенные для эксплуатации высокодебитных скважин, обладают гораздо более высоким КПД (η=50÷60%) по сравнению с КПД (η=30÷40%) ЭЦН для эксплуатации среднедебитных скважин (Q0=20÷80 м3/сут.). Данное обстоятельство позволяет при совершении аналогичной работы затрачивать меньше энергии и выделять меньше тепла, что дает возможность эксплуатировать высокопроизводительное оборудованию в менее теплонагруженном режиме, особенно в условиях недостаточного охлаждения, наблюдаемого при освоении скважин и/или выводе их на оптимальный режим после ремонта.ESPs with a flow rate of more than 80 m 3 / day, intended for the operation of high-yield wells, have much higher efficiency (η = 50 ÷ 60%) compared with the efficiency (η = 30 ÷ 40%) ESP for the operation of medium-debit wells (Q 0 = 20 ÷ 80 m 3 / day.). This circumstance makes it possible to expend less energy and generate less heat when performing similar work, which makes it possible to operate high-performance equipment in a less heat-loaded mode, especially in conditions of insufficient cooling observed during well development and / or putting them to the optimum mode after repair.
Снижению тепловых нагрузок на оборудование способствует также применение в предложенном способе регулирования УЭЦН. Регулирование давления, развиваемого УЭЦН при откачке жидкости из скважины, осуществляют изменением скорости вращения ЭЦН посредством изменения частоты питающего ПЭД переменного тока при помощи преобразователя частоты (ПЧ), входящего в состав станции управления (СУ). Среднеинтегральную во времени производительность установки регулируют изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Вследствие возможности разделения способов регулирования давления и производительности УЭЦН можно обеспечить работу ЭЦН в оптимальном режиме, которому соответствует максимальное значение КПД, при изменении скорости вращения ЭЦН в широких пределах.The use of ESP in the proposed method of regulation also contributes to the reduction of thermal loads on the equipment. The pressure developed by the ESP during the pumping out of the well is controlled by changing the rotation speed of the ESP by changing the frequency of the AC PED using a frequency converter (IF), which is part of the control station (CS). The average integrated over time productivity of the installation is regulated by changing the ratio of the duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well. Due to the possibility of separating the methods of controlling pressure and ESP performance, it is possible to ensure the operation of the ESP in the optimal mode, which corresponds to the maximum value of efficiency, when changing the speed of rotation of the ESP within a wide range.
Наиболее радикальным средством исключения тепловых перегрузок оборудования при освоении скважин и/или выводе их на оптимальный режим после ремонта является применение в предложенном способе периодического кратковременного режима работы. Отличительной особенностью данного режима работы является то, что продолжительность работы при откачке жидкости из скважины и продолжительность паузы при накоплении жидкости в скважине не превышают продолжительности работы и продолжительности паузы, необходимых для достижения теплового равновесия элементов установки с окружающей средой.The most radical means of eliminating thermal overloads of equipment during well development and / or bringing them to the optimal mode after repair is the use of a periodic short-term operation mode in the proposed method. A distinctive feature of this mode of operation is that the duration of work during pumping out of the well and the duration of the pause during accumulation of fluid in the well do not exceed the duration of the work and the duration of the pause necessary to achieve thermal equilibrium of the plant elements with the environment.
В способе, принятом за прототип, оборудование работает в продолжительном режиме, при котором оборудование достигает теплового равновесия с окружающей средой и температура УЭЦН поднимается до максимального значения при данных нагрузке и условиях охлаждения. Максимальная температура оборудования может превысить предельно допустимую, что приведет к его отказу при освоении скважины и/или выводе ее на оптимальный режим после ремонта, либо к снижению надежности работы в процессе дальнейшей эксплуатации.In the method adopted for the prototype, the equipment operates in continuous mode, in which the equipment reaches thermal equilibrium with the environment and the ESP temperature rises to its maximum value under given load and cooling conditions. The maximum temperature of the equipment may exceed the maximum permissible, which will lead to its failure during well development and / or its conclusion to the optimal mode after repair, or to a decrease in the reliability of work during further operation.
В предложенном способе, благодаря периодическому кратковременному режиму работы оборудования, его максимальная температура существенно ниже, чем в прототипе. Поэтому перегрев оборудования при освоении скважины и/или выводе ее на оптимальный режим после ремонта практически исключен, что ведет к увеличению МРП оборудования.In the proposed method, due to the periodic short-term mode of operation of the equipment, its maximum temperature is significantly lower than in the prototype. Therefore, overheating of the equipment during well development and / or putting it to the optimum mode after repair is practically excluded, which leads to an increase in the MCI of the equipment.
Продолжительность работы оборудования в предложенном способе меньше продолжительности паузы, т.е. продолжительность включения оборудования, равная отношению продолжительности работы к сумме продолжительностей работы и паузы, меньше 50%, что является типовым значением для прототипа. Несмотря на это, сроки освоения скважины и/или вывода ее на оптимальный режим после ремонта по сравнению с прототипом сокращаются вследствие применения оборудования производительностью, превышающей дебит скважины в несколько раз.The duration of the equipment in the proposed method is less than the duration of the pause, i.e. the duration of turning on the equipment, equal to the ratio of the duration of the work to the sum of the durations of work and pause, is less than 50%, which is a typical value for the prototype. Despite this, the time required to develop a well and / or bring it to an optimal mode after repair is reduced compared with the prototype due to the use of equipment with a productivity that exceeds the well’s flow rate by several times.
Предложенная совокупность технических решений не является очевидной, т.к. работа оборудования в периодическом кратковременном режиме сопровождается увеличением частоты воздействия на него ударных пусковых перегрузок: электрических, механических и гидравлических. В предложенном способе, в отличие от прототипа, данный недостаток себя не проявляет благодаря наличию в составе оборудования СУ с ПЧ, который дает возможность осуществлять «мягкий» безударный пуск УЭЦН, что также способствует увеличению МРП.The proposed set of technical solutions is not obvious, because the operation of the equipment in a periodic short-term mode is accompanied by an increase in the frequency of impact on it of shock starting overloads: electrical, mechanical and hydraulic. In the proposed method, unlike the prototype, this drawback does not manifest itself due to the presence of a control system with an inverter in the equipment, which makes it possible to carry out a “soft” shock-free start-up of the ESP, which also contributes to an increase in MCI.
Таким образом, применение способа позволяет сократить сроки и повысить качество освоения скважин и/или вывод их на оптимальный режим после ремонта, увеличить МРП оборудования.Thus, the application of the method can reduce the time and improve the quality of well development and / or bring them to the optimal mode after repair, increase the MCI of the equipment.
Осуществление изобретения.The implementation of the invention.
Для осуществления предложенного способа освоения скважины и/или вывода ее на оптимальный режим после ремонта выбирают УЭЦН с насосом с подачей в 5-10 раз больше расчетного дебита скважины в установившемся режиме эксплуатации. В примере, приведенном в прототипе, выбран ЭЦН с подачей 50 м3/сут., что больше дебита скважины (30 м3/сут.) в 1,7 раза. Для аналогичной скважины при осуществлении предложенного способа следует выбрать насос с подачей 150÷300 м3/сут. Для расчета выберем насос с подачей 200 м3/сут., что в 6,7 раза больше дебита скважины. ЭЦН с подачей 200 м3/сут. обеспечит в 4 раза большую скорость откачки жидкости из скважины по сравнению с насосом, имеющим подачу 50 м3/сут. В 4 раза больше будет и скорость изменения депрессии на пласт.For the implementation of the proposed method of well development and / or bringing it to the optimum mode after repair, choose a ESP with a pump with a flow rate of 5-10 times the calculated production rate of the well in steady state operation. In the example shown in the prototype, an ESP with a feed of 50 m 3 / day was selected, which is 1.7 times more than the well flow rate (30 m 3 / day). For a similar well in the implementation of the proposed method, you should choose a pump with a flow of 150 ÷ 300 m 3 / day. For the calculation, we choose a pump with a flow of 200 m 3 / day, which is 6.7 times more than the flow rate of the well. ESP with a flow of 200 m 3 / day. will provide 4 times greater speed of pumping fluid from the well compared to a pump with a flow of 50 m 3 / day. The rate of change of depression per layer will be 4 times greater.
При подобном соотношении дебита скважины и производительности установки в установившемся режиме эксплуатации скважины продолжительности паузы УЭЦН будет в 5,7 раза больше продолжительности работы. Продолжительность включения оборудования составит при этом 15%. Для освоения скважины и/или вывода ее на оптимальный режим после ремонта можно выбрать большее значение продолжительности включения, например: 33%. Подобному значению продолжительности включения будут соответствовать, например: продолжительность работы 5 минут при паузе 10 минут.With a similar ratio of well production and installation productivity in the steady state of well operation, the duration of the pause of the ESP will be 5.7 times longer than the duration of the work. The duration of the equipment will be 15%. To develop the well and / or bring it to the optimum mode after repair, you can choose a larger value for the duration of the on-time, for example: 33%. A similar value of the on-time will correspond, for example: a working time of 5 minutes with a pause of 10 minutes.
С одной стороны, такие значения продолжительности работы и паузы обеспечат в предложенном способе большую среднюю производительность УЭЦН: 67 м3/сут. Для сравнения, в прототипе средняя производительность УЭЦН составит примерно 25 м3/сут., при продолжительности работы и продолжительности паузы 2÷3 часа и продолжительности включения около 50%. Это ускорит освоение скважины и/или вывод ее на оптимальный режим после ремонта.On the one hand, such values of the duration of work and pause in the proposed method will provide a large average productivity of ESP: 67 m 3 / day. For comparison, in the prototype, the average productivity of the ESP will be approximately 25 m 3 / day., With a duration of work and a pause duration of 2 ÷ 3 hours and a turn-on time of about 50%. This will accelerate the development of the well and / or its conclusion to the optimal mode after repair.
Частота изменения депрессии на пласт в предложенном способе составит 4 раза в час, что в среднем в 20 раз больше, чем в прототипе. Увеличение частоты воздействия на пласт, наряду с тем, что скорость изменения депрессии в предложенном способе в 4 раза больше по сравнению с прототипом, способствует повышению качества освоения скважины.The frequency of change of depression on the reservoir in the proposed method will be 4 times per hour, which is on average 20 times more than in the prototype. The increase in the frequency of impact on the reservoir, along with the fact that the rate of change of depression in the proposed method is 4 times higher compared to the prototype, improves the quality of well development.
С другой стороны, подобные значения продолжительности работы и паузы в предложенном способе гарантируют работу УЭЦН в периодическом кратковременном режиме, что исключает перегрев оборудования. В прототипе режим работы будет продолжительным, что может вызвать перегрев оборудования, его отказ при освоении скважины и/или вывод ее на оптимальный режим после ремонта или снижение надежности работы в процессе дальнейшей эксплуатации.On the other hand, such values of the duration of work and pause in the proposed method guarantee the operation of the ESP in a periodic short-term mode, which eliminates overheating of the equipment. In the prototype, the operating mode will be long, which can cause overheating of the equipment, its failure during well development and / or its conclusion to the optimal mode after repair or a decrease in the reliability of the operation during further operation.
Освоение скважины и/или вывод ее на оптимальный режим после ремонта в соответствии с предложенным способом ввиду отсутствия опасности перегрева оборудования осуществляют без остановок для проведения измерений, выполнения расчетов и внесения корректив в процесс освоения скважины. В процессе освоения скважины и/или вывода ее на оптимальный режим после ремонта необходимо только на основании замеров динамического уровня и предварительных расчетов соответствующим образом изменять частоту переменного тока на выходе СУ с ПЧ для регулирования скорости вращения ЭЦН с целью обеспечения его работы в оптимальном режиме.Development of the well and / or its conclusion to the optimal mode after repair in accordance with the proposed method due to the absence of the danger of overheating of the equipment is carried out without stops for measurements, calculations and making adjustments to the well development process. In the process of developing a well and / or bringing it to the optimum mode after repair, it is only necessary to change the frequency of the alternating current accordingly at the output of the control system from the inverter to adjust the speed of the ESP in order to ensure its operation in optimal mode, based on measurements of the dynamic level and preliminary calculations.
Предложенный способ обеспечивает выполнение поставленной задачи: сокращение сроков и повышение качества освоения скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта, увеличение МРП оборудования.The proposed method ensures the fulfillment of the task: reducing the time and improving the quality of well development and / or bringing them to the optimal mode after repair, increasing the MCI of the equipment.
Принятые сокращения.Accepted abbreviations.
КПД - коэффициент полезного действия;Efficiency - coefficient of performance;
МРП - межремонтный период;MCI - overhaul period;
ПЧ - преобразователь частоты переменного тока;IF - AC frequency converter;
ПЭД - погружной электродвигатель;PED - submersible electric motor;
СУ - станция управления;SU - control station;
УЭЦН - установка погружная центробежного насоса с электрическим приводом;ESP - installation of a submersible centrifugal pump with an electric drive;
ЭЦН - погружной центробежный насос с электрическим приводом.ESP - electric submersible centrifugal pump.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006108030/03A RU2315860C2 (en) | 2006-02-28 | 2006-02-28 | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006108030/03A RU2315860C2 (en) | 2006-02-28 | 2006-02-28 | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006108030A RU2006108030A (en) | 2007-09-20 |
| RU2315860C2 true RU2315860C2 (en) | 2008-01-27 |
Family
ID=39110184
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006108030/03A RU2315860C2 (en) | 2006-02-28 | 2006-02-28 | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2315860C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2480580C1 (en) * | 2012-06-04 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well development |
| RU2519238C1 (en) * | 2012-11-19 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method of well operation with help of electrically driven borehole pump plant |
| RU2642901C1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-01-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method to control process mode of production well |
-
2006
- 2006-02-28 RU RU2006108030/03A patent/RU2315860C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2480580C1 (en) * | 2012-06-04 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well development |
| RU2519238C1 (en) * | 2012-11-19 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method of well operation with help of electrically driven borehole pump plant |
| RU2642901C1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-01-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method to control process mode of production well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006108030A (en) | 2007-09-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3596334B1 (en) | Method for operating a hydraulic machine and corresponding installation for converting hydraulic energy into electrical energy | |
| US7534096B2 (en) | Method and system for improving pump efficiency and productivity under power disturbance conditions | |
| WO2007027124A1 (en) | Method for a short-term well operation by means of an electrically-powered downhole pumping unit (kuzmichev method) | |
| RU2315860C2 (en) | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair | |
| RU2426867C1 (en) | Procedure for operation of well with electric pump equipped with variable frequency drive | |
| US9835160B2 (en) | Systems and methods for energy optimization for converterless motor-driven pumps | |
| CN204060636U (en) | Dive oily multistage lifting type oil pumping system in down-hole | |
| RU2057907C1 (en) | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive | |
| WO2016123159A1 (en) | Systems and methods for adjusting operation of an esp motor installed in a well | |
| JP4514558B2 (en) | Pump system | |
| RU2332559C2 (en) | Method for increasing well production | |
| CN110679079B (en) | Hydraulic power generation grid-connected system | |
| Khakimyanov et al. | Ways of increase energy efficiency of electric drives sucker rod pump for oil production | |
| CN106049612A (en) | Multi-pump parallel-connected variable-frequency constant-pressure variable-amount water supply control system | |
| RU2418196C1 (en) | Method of controlling water drainage plant operation | |
| RU2119578C1 (en) | Method for operating low-producing well by electric pump with frequency-regulated electric drive | |
| RU2474675C1 (en) | Method of well operation with electric pump with variable speed drive | |
| RU2613348C1 (en) | Protection method of borehole pump from pump starvation | |
| WO2016142928A1 (en) | A system for retrieving water from a water well | |
| RU2322611C1 (en) | Method for dynamic well operation with electric pump having variable-frequency drive | |
| RU2375606C1 (en) | Method to control water-drainage plant operating conditions | |
| CN203130452U (en) | Intelligent linear motor oil extraction system | |
| RU2758326C1 (en) | Method for regulating the operating mode of a well equipped with an electric center pump installation in an inter-well pumping system | |
| RU2642901C1 (en) | Method to control process mode of production well | |
| RU2553744C1 (en) | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160229 |