RU2338875C2 - Система и способ измерения параметров в стволе скважины - Google Patents
Система и способ измерения параметров в стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2338875C2 RU2338875C2 RU2006141181/03A RU2006141181A RU2338875C2 RU 2338875 C2 RU2338875 C2 RU 2338875C2 RU 2006141181/03 A RU2006141181/03 A RU 2006141181/03A RU 2006141181 A RU2006141181 A RU 2006141181A RU 2338875 C2 RU2338875 C2 RU 2338875C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electric submersible
- sub
- parameter
- submersible pump
- internal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 20
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 6
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения параметров в стволе скважины. Техническим результатом изобретения является обеспечение распределенных множеств измерений одного или более нужных параметров вдоль насосной колонны. Для этого, по меньшей мере, один переводник соединен между узлами ступеней электрической погружной насосной системы. Множество переводников можно расположить между соседними парами узлов ступеней для получения измеряемых датчиками данных вдоль электрической погружной насосной системы. Каждый переводник содержит чувствительные элементы, выполненные с возможностью измерения параметров, являющихся внутренними и/или внешними по отношению к электрической погружной насосной системе. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к системе и способу для измерения параметров в стволе скважины. Параметры можно измерять внутри и/или снаружи электрической погружной насосной системы, устанавливаемой внутри ствола скважины.
Уровень техники
Электрическая погружная насосная система обычно выполнена как электрическая погружная насосная колонна, имеющая, по меньшей мере, три основные составляющие секции. Секции содержат ступени трехфазного двигателя, насосные ступени и ступени защитного кожуха двигателя, обычно находящиеся между ступенями двигателя и насосными ступенями. В обычной компоновке ступени двигателя расположены ниже насосных ступеней в стволе скважины. Измерение параметров в стволе скважины было ограничено датчиками, расположенными ниже ступеней двигателя и над насосными ступенями. Например, некоторые существующие системы датчиков электрической погружной насосной колонны используют чувствительный блок, подключенный снизу погружного двигателя.
Предлагались решения, согласно которым сбор данных различных параметров должен осуществляться в различных местах вдоль электрической насосной погружной колонны. Например, полный преобразователь прикреплен сбоку насосной колонны посредством зажимов или креплений датчиков. Согласно другим решениям напорная линия несколько сдвинута вдоль насосной колонны к датчику давления в блоке, установленном ниже двигателя. Также датчики могут быть прикреплены снаружи насосной колонны и подключены к специальной электрической или оптико-волоконной линии, приходящей с поверхности. Но ни в одном из этих решений не предложена система датчиков, интегрированных в электрическую насосную погружную колонну.
Краткое изложение существа изобретения
Технической задачей настоящего изобретения является создание системы и способа для измерения различных параметров в стволе скважины посредством использования одного или более переводников датчиков, интегрированных в соединения между ступенями электрической погружной насосной системы. Каждый переводник датчика подключен последовательно с электрической погружной насосной колонной и подключен к концам соседних ступеней насосной колонны. Каждый переводник датчика можно использовать для измерения параметров, внутренних и/или внешних по отношению к электрической погружной насосной колонне.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов воплощения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг.1 изображает вид спереди электрической погружной насосной системы, установленной в стволе скважины, согласно изобретению;
фиг.2 - частичное местное сечение переводника датчика, подключенного между ступенями электрической погружной насосной системы, согласно изобретению.
Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения
Специалистам в данной области техники понятно, что настоящее изобретение может иметь многочисленные варианты или разновидности.
Настоящее изобретение относится к системе и способу измерения параметров скважины. В качестве этих параметров могут быть параметры на валу/муфте, являющиеся внутренними по отношению к электрической погружной насосной системе, и/или параметры, внешние по отношению к насосной системе. Согласно изобретению предложены система и способ, касающиеся размещения чувствительных элементов датчиков в виде небольших переводников датчиков между разными узлами ступеней электрической погружной насосной колонны. Переводники датчиков имеют встроенные электронные средства и чувствительный(ие) элемент(ы), который(е) расположены таким образом, чтобы иметь доступ к внешним и/или внутренним частям электрической погружной насосной системы.
Согласно изобретению в каждом переводнике датчика использованы стандартные профильные или фланцевые соединения для ступеней электрической погружной насосной системы. Это обеспечивает возможность измерения требуемых параметров между любыми группами ступеней. Например, параметры можно измерять между двумя ступенями погружного двигателя; между ступенями погружного двигателя и защитного кожуха двигателя; между двумя ступенями защитного кожуха двигателя; между ступенями защитного кожуха двигателя и всасывающим отверстием насоса; между ступенями всасывающего отверстия насоса и скважинным насосом; между двумя ступенями скважинного насоса; между ступенями скважинного насоса и выходом насоса; или между другими типами ступеней, которые могут использоваться в насосной колонне.
Возможность установки переводников датчиков между ступенями позволяет осуществлять установку множества датчиков во многих точках вдоль по длине электрической погружной насосной колонны. Множество переводников датчиков можно использовать для получения распределенного множества измерений вдоль насосной колонны, например температуры, вибрации или давления. Возможность выполнения распределенного множества измерений позволяет вести непрерывный мониторинг рабочих показателей по разным ступеням электрической погружной насосной системы.
Переводники датчиков можно установить в различных электрических погружных насосных системах. На фиг.1 представлена система, для которой использование переводников датчиков может быть целесообразным. Следует отметить, что переводники датчиков можно устанавливать в электрических погружных насосных колоннах, имеющих различные дополнительные ступени, меньшее число ступеней, разные ступени и разную компоновку узлов ступеней. На фиг.1 представлена электрическая погружная насосная система 20 для использования в скважине 22, имеющей ствол 24 с обсадными трубами 26. Ствол 24 скважины выполнен в формации 28, которая может содержать, например, такие нужные флюиды, как нефть или газ. Электрическая погружная насосная система 20 расположена внутри обсадной колонны 26 и на трубопроводе 30, таком как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна или спиральная труба. В некоторых случаях труба 30 используется в качестве трубопровода для транспортирования добываемых флюидов, например, нефти из электрической погружной насосной системы 20 в требуемое место для сбора.
Электрическая погружная насосная система 20 содержит различные узлы ступеней. Примерами ступеней являются погружной двигатель 32, оперативно связанный со скважинными насосами 34 и 36. Между погружным двигателем 32 и скважинными насосами 34, 36 расположена пара защитных кожухов 38 и 40 двигателя. Всасывающее отверстие 42 насоса обеспечивает для электрической погружной насосной системы 20 возможность отбора скважинного флюида, например, нефти, из формации 28 через множество отверстий 44 в обсадной колонне 26. Флюид отводится в ствол скважины 24, а затем в погружные насосы 34 и 36 для подъема по трубе 30.
Электрическая погружная насосная система 20 содержит также разгрузочную головку 46, через которую флюид выходит из погружного насоса 36 в трубу 30. Система может также содержать главный блок 48, подключенный под погружным двигателем 32. Главный блок 48 можно использовать для передачи информации от ствола скважины на поверхность. Согласно одному из вариантов осуществления главный блок 48 использует силовой кабель 50 в качестве линии связи для передачи данных на поверхность. Силовой кабель 50 электрически подключен к погружному двигателю(ям), например к погружному двигателю 32, для его запитывания и тем самым запитывания электрической погружной насосной системы 20.
По меньшей мере, один переводник датчика, а часто множество переводников датчиков подключены к электрической погружной насосной системе 20 между соседними концами соседних ступеней. На фиг.1 для пояснения показаны три переводника 52, 54 и 56 датчиков. В этом случае переводник 52 датчика подключен между всасывающим отверстием 42 насоса и скважинным насосом 34; переводник 54 датчика подключен между скважинным насосом 34 и скважинным насосом 36; переводник 56 датчика подключен между скважинным насосом 36 и выходом 46 нагнетания. Но можно использовать и другое количество переводников датчиков, причем переводники датчиков могут быть расположены между разными ступенями электрической погружной насосной системы в зависимости от оборудования, в котором используются переводники датчиков. В описываемой системе переводники 52, 54 и 56 датчиков установлены в заданных местах 58, 60 и 62 вдоль насосной колонны для обеспечения распределенного множества измерений. Например, переводники датчиков можно расставить через интервал по скважинным насосам, чтобы оператор мог получать распределенное множество измерений, относящихся к рабочим показателям насосной системы, по разным насосным ступеням.
Переводники датчиков можно выполнить с возможностью использования разных методов для сообщения данных об измеряемых параметрах в соответствующие места сбора информации, например в систему управления, установленную на поверхности. Например, переводники датчиков можно соединить с главным блоком 48 отдельными линиями 64 связи, используемыми для электропитания и передачи данных. Физические линии 64 связи можно также заменить линиями радиосвязи. Если используется радиосистема, то переводники датчиков можно запитывать, например, от внутреннего аккумулятора и от встроенного небольшого генератора, который приводится в действие вращающимся валом электрической погружной насосной системы. Как упомянуто выше, силовой кабель 50 можно использовать для передачи сигналов, получаемых от переводников датчиков, на поверхность. В зависимости от разных факторов, например возможной скорости передачи данных (в бодах) для передачи данных по силовому кабелю, главный блок 48 может передавать данные от датчиков немедленно после их приема или может получать несколько измерений от каждого переводника датчика перед передачей данных от датчиков на поверхность или в другое место сбора данных. Фактическую методику передачи данных можно выбрать согласно конкретному применению, условиям и компонентам, имеющимся/применяемым для данного объекта.
Переводники 52, 54 и 56 датчиков соединены в продольном направлении, например в осевом, со ступенями электрической погружной насосной системы 20. Переводники датчиков расположены между концами 66, 68 последовательно расположенных узлов ступеней (фиг.2). В этом варианте осуществления переводник 54 датчика используется в качестве примера, но это пояснение также применимо и к переводникам 52 и 56 датчиков, и также к другим переводникам датчиков, которые можно использовать между другими узлами ступеней.
В этом варианте осуществления в каждом переводнике датчика используется стандартное профильное или фланцевое соединение узлов ступеней электрической погружной насосной системы. Переводник датчика, например переводник 54 датчика, имеет пару противоположных стандартных герметизирующих торцов 70 и 72, выполненных с возможностью зацепления с концами 66 и 68 узлов ступеней соответственно. Переводник 54 датчика установлен между концами 66 и 68 узлов ступеней при помощи нескольких резьбовых крепежных элементов 74, например резьбовыми штифтами или болтами, проходящими продольно через переводник датчика. Либо резьбовые крепежные элементы 74 могут быть интегрированы в переводник 54 датчика. Во многих случаях переводник датчика можно установить между соседними узлами ступеней, просто использовав более длинные болты или более длинные резьбовые штифты взамен тех, посредством которых обычно соединяют узлы ступеней электрической погружной насосной системы. Удлиненная муфта 76 используется для приводного соединения последовательно расположенных секций 78 и 80 вала последовательно расположенных узлов ступеней, подключенных к противоположным концам переводника датчика. Удлиненная муфта 76 вращается внутри по существу центрального отверстия 82, проходящего через переводник 54 датчика.
Каждый переводник датчика также содержит датчик(и) 84, измеряющий(е) один или более параметров скважины. Например, датчики 84 могут иметь чувствительные элементы, определяющие и/или измеряющие разные параметры, внутренние по отношению к электрической погружной насосной системе 20, и/или параметры, внешние по отношению к электрической погружной насосной системе 20. Датчики для измерения внутренних параметров могут быть выполнены с возможностью измерения, например, внутреннего давления, внутренней температуры, вибрации, крутящего момента муфты 76, скорости вращения и/или механического напряжения, воздействующего на элементы системы. В некоторых случаях чувствительные элементы можно поместить на муфте 76 для измерения таких конкретных внутренних параметров, как крутящий момент и скорость вращения. Разные параметры, внешние по отношению к электрической погружной насосной системе 20, можно также определять соответствующими датчиками 84. Примерами внешних параметров являются наружное давление и наружная температура, и такие химические измерения, как определение неочищенного парафина и сероводорода. Множество блоков датчиков можно использовать для получения распределенных множеств измерений для разных параметров такого рода, включая внутренние/внешние температуру и давление.
Данные, собираемые датчиками 84, обрабатывают соответствующими электронными средствами 86, выполнение которых зависит от определенных типов используемых датчиков, а также от измеряемых параметров. Электронные средства 86 выводят данные, определяемые датчиками 84, в главный блок 48 для последующей передачи на поверхность или в другое место. На фиг.2 показано, что данные выводят через кабель 88, соединенный с переводником датчика концевой кабельной муфтой 90. Следует отметить, что элемент 90 может также быть выполнен как ретранслятор для выведения данных радиотехническими средствами в главный блок 48 или в другие устройства сбора данных.
Соответственно такие переводники датчиков, как блоки 52, 54 и 56 датчиков, можно предусмотреть в составе разных электрических погружных насосных систем непосредственно наряду с узлами ступеней системы. Переводники датчиков можно удобным образом соединить между многими типами и устройствами ступеней, чтобы обеспечить сбор данных во многих местах вдоль насосной колонны. Возможность надежного и агрегированного расположения переводников датчиков во многих нужных местах вдоль насосной колонны дает возможность конструктору электрических погружных насосных систем конструировать системы для получения распределенных множеств измерений одного или более нужных параметров - внутренних или внешних по отношению к системе.
Выше изложены только некоторые варианты осуществления изобретения, но специалистам в данной области техники ясно, что в рамках данного изобретения возможны многие модификации, существенно не выходящие за пределы технических признаков. Соответственно подразумевается, что эти модификации входят в объем данного изобретения, определяемого в его формуле.
Claims (29)
1. Система для измерения параметров ствола скважины, содержащая электрическую погружную насосную систему, имеющую множество узлов ступеней, содержащих, по меньшей мере, погружной двигатель, защитный кожух двигателя и скважинный насос, и
переводник, соединенный между концами пары узлов ступеней, при этом переводник содержит датчик для измерения требуемого параметра.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что указанный датчик содержит множество чувствительных элементов, предназначенных для измерения внутреннего параметра электрической погружной насосной системы и внешнего параметра.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что требуемый параметр содержит температуру.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что требуемый параметр содержит давление.
5. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит давление.
6. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит температуру.
7. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит крутящий момент.
8. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит механическое напряжение в узле электрической погружной насосной системы.
9. Система по п.2, отличающаяся тем, что внутренний параметр содержит вибрацию.
10. Система по п.2, отличающаяся тем, что внешний параметр содержит содержание воска и парафина.
11. Система по п.2, отличающаяся тем, что внешний параметр содержит содержание сероводорода.
12. Система по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит множество переводников, расположенных между узлами ступеней вдоль электрической погружной насосной системы.
13. Система по п.12, отличающаяся тем, что множество переводников содержат датчики, предназначенные для получения распределенного множества измерений параметров вдоль электрической погружной насосной системы.
14. Устройство для измерения параметров ствола скважины, содержащее
переводник, содержащий корпус, имеющий пару противоположных стандартных герметизирующих торцов для соединения двух узлов ступеней электрической погружной насосной системы,
по меньшей мере один измеритель, установленный в корпусе,
механизм для передачи из переводника измеренных данных.
15. Устройство по п.14, отличающееся тем, что, по меньшей мере, один измеритель содержит первый чувствительный элемент для измерения параметра, внутреннего по отношению к электрической погружной насосной системе, и второй чувствительный элемент для измерения параметра, внешнего по отношению к электрической погружной насосной системе.
16. Устройство по п.14, отличающееся тем, что пара противоположных стандартных герметизирующих торцов соединена с узлами ступеней посредством множества резьбовых крепежных изделий, по существу размещенных вдоль электрической погружной насосной системы в продольном направлении.
17. Устройство по п.16, отличающееся тем, что множество резьбовых крепежных изделий содержит отдельные резьбовые крепежные изделия, имеющие достаточную длину для прохождения через корпус и соединения узлов ступеней с обеих сторон стандартных герметизирующих торцов.
18. Устройство по п.16, отличающееся тем, что множество резьбовых крепежных изделий интегрировано с переводником.
19. Устройство по п.14, отличающееся тем, что дополнительно содержит муфту сцепления вала, при этом корпус имеет центральное отверстие для размещения муфты сцепления вала.
20. Устройство по п.14, отличающееся тем, что механизм для передачи из переводника измеренных данных содержит концевую муфту кабеля и кабель для передачи сигналов.
21. Устройство по п.14, отличающееся тем, что механизм для передачи из переводника измеренных данных содержит беспроводный радиоретранслятор для передачи сигналов.
22. Устройство по п.14, отличающееся тем, что устройство запитывается вращением вала электрической погружной насосной системы.
23. Способ, заключающийся в том, что осуществляют сборку электрической погружной насосной системы, имеющей множество узлов ступеней, содержащих, по меньшей мере, скважинный насос, погружной двигатель и защитный кожух двигателя, соединяют множество переводников с датчиками в продольном направлении между концами последовательно расположенных узлов ступеней.
24. Способ по п.23, отличающийся тем, что на этапе соединения осуществляют подключение каждого переводника к соседнему узлу ступени посредством пары противоположных стандартных герметизирующих торцов.
25. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно используют множество переводников для получения распределенного множества измерений вдоль электрической погружной насосной системы.
26. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно измеряют параметр, являющийся внешним по отношению к электрической погружной насосной системе.
27. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно измеряют параметр, являющийся внутренним по отношению к электрической погружной насосной системе.
28. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно передают измеренные датчиком данные из каждого переводника в главный блок под погружным двигателем.
Приоритет по пунктам:
22.11.2005 - по пп.1-28.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/164,428 US7624800B2 (en) | 2005-11-22 | 2005-11-22 | System and method for sensing parameters in a wellbore |
US11/164,428 | 2005-11-22 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006141181A RU2006141181A (ru) | 2008-05-27 |
RU2338875C2 true RU2338875C2 (ru) | 2008-11-20 |
Family
ID=37508001
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006141181/03A RU2338875C2 (ru) | 2005-11-22 | 2006-11-21 | Система и способ измерения параметров в стволе скважины |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7624800B2 (ru) |
AU (1) | AU2006228030B2 (ru) |
CA (1) | CA2564523C (ru) |
GB (1) | GB2432378B (ru) |
RU (1) | RU2338875C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2632605C1 (ru) * | 2016-08-25 | 2017-10-06 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Устройство и способ исследования горизонтальной или наклонной скважины |
RU188077U1 (ru) * | 2018-04-13 | 2019-03-28 | Дмитрий Валерьевич Хачатуров | Измерительное устройство электропогружной насосной установки |
RU2700426C2 (ru) * | 2015-03-25 | 2019-09-17 | ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК. | Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени |
RU2708303C2 (ru) * | 2015-03-25 | 2019-12-05 | ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК. | Система и способ управления разработкой месторождения с использованием электрических погружных насосов в качестве виртуальных датчиков |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8746353B2 (en) | 2007-06-26 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Vibration method to detect onset of gas lock |
EP2072829B2 (de) † | 2007-12-21 | 2017-12-20 | Grundfos Management A/S | Tauchpumpe |
US8328529B2 (en) * | 2008-02-04 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | System, method and apparatus for electrical submersible pump assembly with pump discharge head having an integrally formed discharge pressure port |
US7658227B2 (en) * | 2008-04-24 | 2010-02-09 | Baker Hughes Incorporated | System and method for sensing flow rate and specific gravity within a wellbore |
US9482233B2 (en) * | 2008-05-07 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Electric submersible pumping sensor device and method |
US9546548B2 (en) | 2008-11-06 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for locating a cement sheath in a cased wellbore |
EP2361393B1 (en) | 2008-11-06 | 2020-12-23 | Services Petroliers Schlumberger | Distributed acoustic wave detection |
US8347953B1 (en) * | 2009-12-11 | 2013-01-08 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | Inline monitoring package for electrical submersible pump |
WO2011163375A1 (en) | 2010-06-22 | 2011-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Modular downhole gauge for use in retrievable electric submersible pump systems with wet-connect |
CN102305315B (zh) * | 2011-08-19 | 2013-03-06 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 电缆贯穿超长连续油管作业方法 |
US20150095100A1 (en) * | 2013-09-30 | 2015-04-02 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and Method for Integrated Risk and Health Management of Electric Submersible Pumping Systems |
US9602100B1 (en) | 2014-01-22 | 2017-03-21 | Automation Solutions, LLC | Downhole measurement tool having a regulated voltage power supply and method of use thereof |
US9689529B2 (en) | 2014-05-08 | 2017-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Oil injection unit |
US9988887B2 (en) | 2014-05-08 | 2018-06-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Metal bellows equalizer capacity monitoring system |
WO2015172087A1 (en) | 2014-05-08 | 2015-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Esp mechanical seal lubrication |
WO2016153485A1 (en) * | 2015-03-24 | 2016-09-29 | Schlumberger Canada Limited | System and methodology for detecting parameter changes in a pumping assembly |
US9850714B2 (en) | 2015-05-13 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Real time steerable acid tunneling system |
CN105178940B (zh) * | 2015-10-21 | 2018-04-27 | 天津华云自控股份有限公司 | 中空式潜油电泵工况仪 |
CA3030110C (en) * | 2016-08-23 | 2021-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of optimized pump speed control to reduce cavitation, pulsation and load fluctuation |
US11205896B2 (en) | 2018-11-21 | 2021-12-21 | Black & Decker Inc. | Solar power system |
EP3744981A1 (en) * | 2019-05-28 | 2020-12-02 | Grundfos Holding A/S | Submersible pump assembly and method for operating the submersible pump assembly |
US11713667B2 (en) * | 2020-09-18 | 2023-08-01 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole tool sensor guard |
US11713766B2 (en) | 2021-11-18 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Submersible motor and method for mitigating water invasion to a submersible motor |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3568771A (en) | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
US4581613A (en) | 1982-05-10 | 1986-04-08 | Hughes Tool Company | Submersible pump telemetry system |
US4633954A (en) | 1983-12-05 | 1987-01-06 | Otis Engineering Corporation | Well production controller system |
US4492523A (en) * | 1984-02-10 | 1985-01-08 | Hughes Tool Company | Toroidal inductor for a pressure sensor in a submersible pump |
US4583923A (en) * | 1984-02-10 | 1986-04-22 | Hughes Tool Company | Bellows latching mechanism for a submersible pump |
US4741208A (en) * | 1986-10-09 | 1988-05-03 | Hughes Tool Company | Pump differential pressure monitor system |
SU1643794A1 (ru) | 1988-05-25 | 1991-04-23 | Особое конструкторское бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов | Способ регулировани многосекционного электродвигател скважинной насосной установки и скважинна насосна установка |
WO1990012196A2 (en) | 1989-03-31 | 1990-10-18 | Phoenix Petroleum Services Ltd. | Method and apparatus for monitoring well fluid parameters |
RU2050472C1 (ru) | 1991-12-23 | 1995-12-20 | Семченко Петр Тимофеевич | Способ эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов в группе скважин и устройство для его осуществления |
RU2057907C1 (ru) | 1993-04-14 | 1996-04-10 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
US6167965B1 (en) * | 1995-08-30 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
US6281489B1 (en) | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
RU2140523C1 (ru) | 1997-06-24 | 1999-10-27 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом |
US6119780A (en) | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
EP1166428B1 (en) | 1999-03-24 | 2004-12-08 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Monitoring internal parameters of electrical motor systems |
US6347666B1 (en) * | 1999-04-22 | 2002-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for continuously testing a well |
US6811382B2 (en) * | 2000-10-18 | 2004-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated pumping system for use in pumping a variety of fluids |
US7009707B2 (en) * | 2001-04-06 | 2006-03-07 | Thales Underwater Systems Uk Limited | Apparatus and method of sensing fluid flow using sensing means coupled to an axial coil spring |
US6599091B2 (en) * | 2001-05-29 | 2003-07-29 | James Nagle | Modular submersible pump |
US6585041B2 (en) | 2001-07-23 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Virtual sensors to provide expanded downhole instrumentation for electrical submersible pumps (ESPs) |
US6695052B2 (en) | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
US20030230535A1 (en) * | 2002-06-03 | 2003-12-18 | Affeld Christian Jeremy | Downhole desalination of aquifer water |
RU2237807C2 (ru) | 2002-06-25 | 2004-10-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтяная электронная компания" | Способ питания и передачи информации погружного блока системы телеметрии установки погружного насоса и установка погружного насоса (варианты) |
US7028543B2 (en) * | 2003-01-21 | 2006-04-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for monitoring performance of downhole equipment using fiber optic based sensors |
RU2250357C2 (ru) | 2003-04-09 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
RU2262079C2 (ru) | 2003-10-20 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Ижевский радиозавод" | Способ подключения блока датчиков к двухсекционному погружному электродвигателю и блок датчиков |
RU2256065C1 (ru) | 2004-01-22 | 2005-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮКСиб" | Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине |
US7114557B2 (en) * | 2004-02-03 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for optimizing production in an artificially lifted well |
CN1981110A (zh) * | 2004-07-05 | 2007-06-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 监测井中流体压力的方法以及在该方法中使用的可收回的压力监测组件 |
RU44349U1 (ru) | 2004-10-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Устройство межпластовой перекачки воды и глубинный скважинный преобразователь расхода для этого устройства |
US7708086B2 (en) * | 2004-11-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Modular drilling apparatus with power and/or data transmission |
-
2005
- 2005-11-22 US US11/164,428 patent/US7624800B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-10-11 AU AU2006228030A patent/AU2006228030B2/en not_active Ceased
- 2006-10-18 CA CA2564523A patent/CA2564523C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-19 GB GB0620768A patent/GB2432378B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-21 RU RU2006141181/03A patent/RU2338875C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2700426C2 (ru) * | 2015-03-25 | 2019-09-17 | ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК. | Система и способ контроля состояния погружной электрической насосной системы в реальном времени |
RU2708303C2 (ru) * | 2015-03-25 | 2019-12-05 | ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК. | Система и способ управления разработкой месторождения с использованием электрических погружных насосов в качестве виртуальных датчиков |
US11746645B2 (en) | 2015-03-25 | 2023-09-05 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and method for reservoir management using electric submersible pumps as a virtual sensor |
RU2632605C1 (ru) * | 2016-08-25 | 2017-10-06 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Устройство и способ исследования горизонтальной или наклонной скважины |
RU188077U1 (ru) * | 2018-04-13 | 2019-03-28 | Дмитрий Валерьевич Хачатуров | Измерительное устройство электропогружной насосной установки |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0620768D0 (en) | 2006-11-29 |
RU2006141181A (ru) | 2008-05-27 |
AU2006228030A1 (en) | 2007-06-07 |
CA2564523A1 (en) | 2007-05-22 |
US20070114040A1 (en) | 2007-05-24 |
GB2432378A (en) | 2007-05-23 |
GB2432378B (en) | 2010-06-23 |
US7624800B2 (en) | 2009-12-01 |
AU2006228030B2 (en) | 2010-09-02 |
CA2564523C (en) | 2010-12-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2338875C2 (ru) | Система и способ измерения параметров в стволе скважины | |
EP2761130B1 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
CN101397901B (zh) | 生产测井的装置和方法 | |
US10480312B2 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
US9500073B2 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
RU2485308C2 (ru) | Устройство и способ получения измеряемой нагрузки в буровой скважине | |
BRPI0508362B1 (pt) | "communication system for communication along a drilling column" | |
GB2384254A (en) | Electrical submersible pumping systems | |
RU2644177C2 (ru) | Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном | |
US11697982B2 (en) | Submersible canned motor pump | |
EP0263772A2 (en) | Pump differential pressure monitor system | |
NO20160311A1 (en) | Metal bellows condition monitoring system | |
US6092598A (en) | Method and apparatus for measuring operating parameters of a submergible pumping system | |
US11125062B2 (en) | Flow monitoring system | |
US6263730B1 (en) | Downhole pump strainer data recording device and method | |
US20130327138A1 (en) | Systems and Methods for Distributed Downhole Sensing Using a Polymeric Sensor System | |
CN201152170Y (zh) | 一种能测量井下钻具旋转速度和方向的短节 | |
CN109630400B (zh) | 一种用于井下环境的电动机冷却散热器 | |
CA2305259C (en) | Downhole pump strainer data recording device and method | |
US10329894B2 (en) | Base gauge and multiple remote sensors | |
US20220316319A1 (en) | Wellbore Density Meter Using a Rotor and Diffuser | |
RU2304713C2 (ru) | Блок датчиков скважинной геофизической аппаратуры | |
EP3538741A1 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
CN108626139A (zh) | 一种潜油电泵出口处参数测量装置 | |
NO20151391A1 (en) | Subsea pump system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171122 |