RU2370635C2 - Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation - Google Patents
Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2370635C2 RU2370635C2 RU2007134728/03A RU2007134728A RU2370635C2 RU 2370635 C2 RU2370635 C2 RU 2370635C2 RU 2007134728/03 A RU2007134728/03 A RU 2007134728/03A RU 2007134728 A RU2007134728 A RU 2007134728A RU 2370635 C2 RU2370635 C2 RU 2370635C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- pressure
- bottomhole pressure
- wellhead
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, и может быть использовано для гидродинамических исследований и определения коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях, предельного напряжения сдвига нефтесодержащей жидкости и динамики изменения ее параметров.The invention relates to the field of development and operation of oil fields, in particular to a method of hydrodynamic research in a well equipped with an electric centrifugal pump, and can be used for hydrodynamic research and determination of the reservoir productivity at various bottomhole pressures, the ultimate shear stress of an oily fluid and its dynamics parameters.
Известен способ исследования системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы (патент RU 2283425, С2, Е21В 43/12, опубл. 2006.09.10). Однако он рассчитан на исследование высокообводненных скважин и не учитывает неньютоновские свойства добываемой нефтесодержащей жидкости. Кроме того, в указанном способе не применяется установленный на мобильном транспортном средстве аппаратно-программный комплекс для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины.A known method of researching a reservoir-well-pump system using an indicator diagram (patent RU 2283425, C2, EV 43/12, publ. 2006.09.10). However, it is designed for the study of highly watered wells and does not take into account the non-Newtonian properties of the produced oil-containing fluid. In addition, the indicated method does not use the hardware-software complex installed on the mobile vehicle for monitoring and automatically recording digitally the wellhead parameters of the well.
Указанный способ является наиболее близким по совокупности признаков к предлагаемому изобретению.The specified method is the closest in combination of features to the proposed invention.
Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности эксплуатации скважины, сокращении затрат на проведение гидродинамических исследований в связи с уменьшением количества находящегося на скважине оборудования для гидродинамических исследований (частотно-регулируемого привода и станции управления), удлинении межремонтного периода работы подземного оборудования за счет увеличения достоверности и более точного прогноза изменения параметров нефтесодержащей жидкости, в том числе ее неньютоновских свойств.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the operation of the well, reducing the cost of conducting hydrodynamic research in connection with a decrease in the number of equipment for hydrodynamic research located on the well (frequency-controlled drive and control station), lengthening the overhaul period of underground equipment by increasing reliability and more an accurate forecast of changes in the parameters of an oily liquid, including its non-Newtonian properties.
Технический результат достигается за счет того, что в способе гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве, включающем гидродинамические исследования устьевых параметров скважины и жидкости в скважине методом установившихся отборов, определение коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях и предельное напряжение сдвига жидкости, для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс, при этом коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и включают замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита, при этом предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита, индикаторной диаграммы зависимости дебита от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит.The technical result is achieved due to the fact that in the method of hydrodynamic research in the well, equipped with an electric centrifugal pump with a variable frequency drive, performed on a mobile vehicle, including hydrodynamic research of wellhead parameters of the well and fluid in the well by the steady-state sampling method, determining the reservoir productivity coefficient at various bottom-hole pressures and ultimate fluid shear stress, for monitoring and automatic recording in qi In the form of the wellhead parameters of the well, a hardware-software complex is used, while the reservoir productivity coefficient and ultimate shear stress are determined at least at any three supply voltage frequencies: 40 ± 2, 45 ± 2, 50 ± 2, 55 ± 2 and 60 ± 2 Hz and include measurements of pressure and temperature on the buffer and dynamic fluid level and pressure in the annulus of the well, as well as the density of wellhead fluid samples and flow rates, while the ultimate fluid shear stress is determined by recalculating the measurement results into the bottomhole pressure with the construction in a system of rectangular coordinates on the plane where the bottomhole pressure values are plotted on the ordinate axis, and the flow rate values on the abscissa axis, the indicator diagram of the flow rate dependence on bottomhole pressure, extrapolated to the ordinate axis, the intersection point with which shows the bottomhole pressure value above which the movement of formation fluid into the well does not occur.
На фиг.1 (вид сверху) изображена установка для гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса. Установка выполнена на мобильном транспортном средстве 1, включающем аппаратно-программный комплекс 2, станцию управления 3, трансформатор масляный повышающего напряжения 4, смоточное устройство 5 с набором кабелей для подключения установки к системе электроснабжения и бытовое оборудование 6.Figure 1 (top view) shows the installation for hydrodynamic research in a well equipped with an electric centrifugal pump. The installation was performed on a mobile vehicle 1, which includes a hardware-
Предлагаемый способ применяют следующим образом.The proposed method is used as follows.
Необходимое для гидродинамических исследований оборудование, в том числе в виде аппаратно-программного комплекса 2 и станции управления 3, доставляют к скважине для проведения исследований на мобильном транспортном средстве 1, которое выполняют на базе вездехода на колесном или на гусеничном ходу, а также на базе вездехода с элементами как колесного, так и гусеничного хода. Установку для гидродинамических исследований размещают вблизи устья скважины, после чего производят подключение к системе электроснабжения и подбор оптимальных режимов работы скважины с учетом конкретных условий и фактических устьевых параметров скважины, полученных посредством аппаратно-программного комплекса 2, предназначенного для указанных целей.The equipment necessary for hydrodynamic research, including in the form of a hardware-
В качестве аппаратно-программного комплекса 2 применяют мобильный аппаратно-программный комплекс диагностики скважин (АПКДС) «КВАНТОР - 4 Рэцн. или аппаратно-программный комплекс НПФ «Квантор - Т» (www. guantor-t.ru/comps/ECN/)/. 2005. Аппаратно-программный комплекс диагностики скважин (АПКДС) «КВАНТОР - 4 Рэцн. предназначен для диагностики и вывода на режим нефтедобывающих скважин, оборудованных электроцентробежными насосами. Комплекс состоит из блока приема и обработки информации на базе портативного компьютера типа «NoteBook» и комплекта датчиков, которые не требуют доработки устьевой арматуры. Информация от датчиков поступает в коммутатор, откуда по кабелю связи или радиоканалу передается в блок приема и обработки. Питание всего комплекса осуществляют от встроенных аккумуляторов компьютера или бортовой сети транспортного средства с напряжением от 9 до 28 вольт. В составе комплекса имеются штатные функции установки нулевых значений датчиков, что обеспечивает высокую точность измерений и достоверность результатов расчетов. Указанный комплекс позволяет параллельно контролировать уровень жидкости в затрубном пространстве, давления в затрубном пространстве, давления жидкости на буфере, давления жидкости в выкидной линии, ток, потребляемый установкой.As a hardware-
Таким образом, в предлагаемом способе гидродинамических исследований скважины используют аппаратно-программный комплекс 2 для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины, которые отображаются на автоматизированном рабочем месте обслуживающих установку работников и необходимы для контроля и принятия оперативных решений.Thus, in the proposed method of hydrodynamic research of a well, a hardware-
Коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и включают замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита. Применение, по меньшей мере, любых трех из 5-ти указанных фиксированных частот питающего напряжения является оптимальным и достаточным, так как позволяет повышать производительность труда за счет экономии времени для измерений.The reservoir productivity coefficient and ultimate shear stress are determined at least at any three frequencies of the supply voltage: 40 ± 2, 45 ± 2, 50 ± 2, 55 ± 2 and 60 ± 2 Hz and include measurements of pressure and temperature on the buffer and dynamic fluid level and pressure in the annulus of the well, as well as the density of wellhead fluid samples and flow rates. The use of at least any three of the 5 indicated fixed frequencies of the supply voltage is optimal and sufficient, since it allows to increase labor productivity by saving time for measurements.
Предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладывают значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита жидкости, индикаторной диаграммы зависимости дебита жидкости от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит, при этом разница между этим забойным давлением и давлением пластовой жидкости равняется значению предельного напряжения сдвига. Необходимо также учитывать влияние кривизны скважины и ее конструктивные особенности. Кривизна скважины определяется углом ее наклона к горизонту и известна из результатов измерений в процессе бурения скважины (www.bakerhughes.com/Russia/integ/Evaluation/mwd/), производимых, в том числе, с использованием цифровых приборов MI-3 для измерения искривления буровой скважины (www.icefieldtools.com), 2006.The ultimate fluid shear stress is determined by recalculating the measurement results to bottomhole pressures with the construction of a rectangular coordinate system in the plane where the bottomhole pressure values are plotted on the ordinate axis, and the fluid flow rate, an indicator diagram of the fluid flow rate versus bottomhole pressure, are extrapolated on the abscissa axis to the ordinate axis, the intersection point with which shows the value of the bottomhole pressure, above which the movement of formation fluid into the well does not occur, while the difference is do this bottomhole pressure and the pressure of formation fluid equals the value of the limit of shear stress. It is also necessary to take into account the effect of well curvature and its design features. The curvature of the well is determined by the angle of its inclination to the horizon and is known from the results of measurements during the drilling of the well (www.bakerhughes.com/Russia/integ/Evaluation/mwd/), produced, including using digital devices MI-3 for measuring curvature borehole (www.icefieldtools.com), 2006.
Зная на конкретном наклонном участке кривизну скважины (угол ее наклона к горизонту α) и ее длину (гипотенузу треугольника, используемого для расчетов), определяют вертикальный катет (углубление скважины) путем умножения длины скважины на наклонном участке на sin α.Knowing the curvature of the well (angle of inclination to the horizon α) and its length (hypotenuse of the triangle used for calculations) on a particular inclined section, determine the vertical leg (deepening of the well) by multiplying the length of the well on the inclined section by sin α.
На фиг.2 показаны результаты гидродинамических исследований скважины 217 Лиственского месторождения ОАО «Удмуртнефть», полученные в феврале 2007 года.Figure 2 shows the results of hydrodynamic studies of well 217 of the Listvenskoye field of OAO "Udmurtneft", obtained in February 2007.
Замеры проводились на частотах f1=50, f2=55, f3=57 Гц.The measurements were carried out at frequencies f 1 = 50, f 2 = 55, f 3 = 57 Hz.
Проводились замеры дебита Q, затрубного давления Рзатр, давления на буфере Рб, частоты питающего напряжения f, динамического уровня h.The flow rate Q, the annular pressure Rzatr, the pressure on the buffer Rb, the frequency of the supply voltage f, and the dynamic level h were measured.
По результатам произведенных замеров был произведен перерасчет, получены значения 7 и построена показанная на фиг.3 прямая зависимости дебита от забойного давления Рз.Based on the results of the measurements, a recalculation was made, the values 7 were obtained and the direct dependence of the flow rate on the bottomhole pressure Pz shown in Fig. 3 was constructed.
Продление указанной прямой (интерполяция) до оси ординат дало значение зависимости дебита от забойного давления Рз, а разница давлений в точке пересечения с осью ординат Р* и пластовым давлением (давлением пластовой жидкости) Рпл определило предельное напряжение сдвига.The extension of the specified straight line (interpolation) to the ordinate axis gave the value of the flow rate dependence on the bottomhole pressure Pz, and the pressure difference at the point of intersection with the ordinate axis P * and reservoir pressure (reservoir fluid pressure) Rpl determined the ultimate shear stress.
Таким образом, предельное напряжение сдвига определяют путем экстраполяции индикаторной диаграммы до оси ординат, точка пересечения с которой Р* показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит, при этом разница между этим забойным давлением и давлением пластовой жидкости равняется значению предельного напряжения сдвига (Рпл - Р*).Thus, the shear stress limit is determined by extrapolating the indicator diagram to the ordinate axis, the intersection point with which P * shows the bottomhole pressure value, above which the formation fluid does not move into the well, while the difference between this bottomhole pressure and the formation fluid pressure is equal to the limit value shear stress (Rpl - P *).
В ряде случаев замеры проводят через определенные промежутки времени. В материалах заявки указаны новые существенные признаки, а именно «что коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц…». При этом конкретно указаны пять частот питающего напряжения, из которых берутся, по меньшей мере, три.In some cases, measurements are carried out at certain intervals. The application materials indicate new significant features, namely, “that the reservoir productivity coefficient and ultimate shear stress are determined at least at any three frequencies of the supply voltage: 40 ± 2, 45 ± 2, 50 ± 2, 55 ± 2 and 60 ± 2 Hz ... ” In this case, five frequencies of the supply voltage are specifically indicated, of which at least three are taken.
Новым является то, что каждый раз замеры проводят на одних и тех же конкретных частотах питающего напряжения в одной и той же последовательности. К примеру, если первый раз замеры проводились на частотах 41, 47, 50, 57, 62 Гц, то во второй и каждый последующие разы замеры проводят на этих же частотах, а именно на частотах 41, 47, 50,57, 62 Гц.New is that every time measurements are carried out at the same specific frequencies of the supply voltage in the same sequence. For example, if the first time measurements were carried out at frequencies of 41, 47, 50, 57, 62 Hz, then the second and each subsequent time measurements were taken at the same frequencies, namely at frequencies 41, 47, 50.57, 62 Hz.
Промежутки времени бывают равными или неравными, убывающими или возрастающими и зависят от конкретных геологических свойств пласта, запасов нефтесодержащей жидкости, скорости их истощения, наличия и характера отложений на стенках труб и насосно-компрессорного оборудования, влияющих на прохождение жидкости, и других факторов. На динамику изменения промежутков времени между измерениями влияет и дебит скважины. Очевидно, что если дебит скважины падает, то промежутки времени между измерениями можно увеличивать. Если дебит скважины увеличивается, то промежутки времени можно уменьшать. Необходимые промежутки времени между измерениями определяют по установившемуся дебиту скважины и установившемуся уровню жидкости в скважине. Они могут равняться, к примеру, 12, 24 или 36 часам. Выбор оптимальных промежутков времени повышает производительность труда при измерениях, сокращает необходимое количество измерений, значения измеряемых величин при этом меняются более равномерно.The time intervals are equal or unequal, decreasing or increasing and depend on the specific geological properties of the formation, oil-containing fluid reserves, their depletion rate, the presence and nature of deposits on the walls of pipes and tubing equipment that affect the passage of fluid, and other factors. The flow rate of the well also affects the dynamics of the time intervals between measurements. It is obvious that if the flow rate of a well falls, then the time intervals between measurements can be increased. If the production rate of the well increases, then the time intervals can be reduced. The necessary time intervals between measurements are determined by the steady flow rate of the well and the steady level of fluid in the well. They can be, for example, 12, 24 or 36 hours. The choice of optimal time intervals increases labor productivity during measurements, reduces the required number of measurements, the values of the measured values change more evenly.
Перерасчет результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита жидкости, индикаторной диаграммы зависимости дебита жидкости от забойного давления, и определением предельного напряжения сдвига производится n раз, при этом учитываются влияние кривизны скважины и ее конструктивные особенности, а также осуществляется прогноз изменения предельного напряжения сдвига и/или забойного давления, и/или дебита.Recalculation of the measurement results to bottomhole pressures with the construction of rectangular coordinates in the plane on the plane where the bottomhole pressure values are plotted on the ordinate axis, and the fluid flow rate, the indicator diagram of the fluid flow rate versus bottomhole pressure are plotted on the abscissa axis, and the ultimate shear stress is determined n times , this takes into account the influence of the curvature of the well and its design features, and also predicts the change in the ultimate shear stress and / or bottomhole pressure, / Or flow rate.
С увеличением числа n повышается достоверность прогноза, а с ростом длительности промежутков времени между замерами прогноз становится более долгосрочным. При этом учитывается влияние на результаты замеров и других факторов, к примеру, отложений солей и асфальто-смоло-парафиновых веществ на стенках труб и насосно-компрессорного оборудования.With an increase in the number n, the reliability of the forecast increases, and with an increase in the length of time intervals between measurements, the forecast becomes longer-term. At the same time, the influence on the results of measurements and other factors, for example, deposits of salts and asphalt-resin-paraffin substances on the walls of pipes and tubing equipment, is taken into account.
При проведении гидродинамических исследований производится замер параметров потребляемой электроцентробежным насосом электроэнергии с целью контроля ее количества, необходимого для добычи жидкости, и выбора наиболее экономичного режима работы.When conducting hydrodynamic studies, the parameters of the energy consumed by the electric centrifugal pump are measured in order to control its amount required for liquid production and to choose the most economical operating mode.
Предлагаемый способ позволяет определять неньютоновские свойства добываемой нефти и добывные возможности в механизированных скважинах, оборудованных установками электроцентробежного насоса.The proposed method allows to determine the non-Newtonian properties of the produced oil and production capabilities in mechanized wells equipped with electric centrifugal pump units.
Знание параметров, характеризующих неньютоновские свойства добываемой нефти, позволяет выбрать оптимальный режим работы скважины и осуществить подбор установки электроцентробежного насоса с оптимальными характеристиками для каждой скважины.Knowing the parameters characterizing the non-Newtonian properties of the oil produced allows you to choose the optimal mode of operation of the well and select the installation of an electric centrifugal pump with optimal characteristics for each well.
Преимущества предлагаемого способа гидродинамических исследований:The advantages of the proposed method of hydrodynamic research:
1. Сокращаются расходы на эксплуатацию скважины в связи со снижением затрат на доставку средств измерений (на мобильном транспортном средстве) и уменьшением номенклатуры и количества установленного на скважине оборудования (частотно-регулируемый привод и станция управления выполняются на мобильном транспортном средстве).1. Well operation costs are reduced due to a decrease in the cost of delivery of measuring instruments (on a mobile vehicle) and a reduction in the range and quantity of equipment installed on the well (a frequency-controlled drive and a control station are carried out on a mobile vehicle).
2. Применяются современные средства контроля и измерений в виде установленного на мобильном транспортном средстве аппаратно-программного комплекса для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины.2. Modern means of control and measurement are used in the form of a hardware-software complex installed on a mobile vehicle for monitoring and automatic digital recording of wellhead well parameters.
3. Исследуются неньютоновские свойства и, так как исследования проводятся неоднократно и с промежутками времени, делается более достоверный и длительный прогноз изменения предельного напряжения сдвига и/или забойного давления, и/или дебита.3. Non-Newtonian properties are investigated and, since studies are carried out repeatedly and with time intervals, a more reliable and long-term forecast is made of changes in the ultimate shear stress and / or bottomhole pressure and / or flow rate.
4. Гидродинамические исследования проводятся на скважинах, каждая из которых оборудована установкой электроцентробежного насоса, при этом установки электроцентробежного насоса применяются самых разнообразных конструкций, в том числе, и иностранного производства.4. Hydrodynamic studies are carried out in wells, each of which is equipped with an electric centrifugal pump installation, while the electric centrifugal pump installation uses a wide variety of designs, including foreign ones.
5. Предлагаемый способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, впервые позволяет определять неньютоновские свойства жидкости и оценивать эффективность работы установки электроцентробежного насоса.5. The proposed method of hydrodynamic research in a well equipped with an electric centrifugal pump installation allows for the first time to determine the non-Newtonian properties of a liquid and evaluate the efficiency of the installation of an electric centrifugal pump.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007134728/03A RU2370635C2 (en) | 2007-09-18 | 2007-09-18 | Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007134728/03A RU2370635C2 (en) | 2007-09-18 | 2007-09-18 | Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007134728A RU2007134728A (en) | 2008-03-20 |
| RU2370635C2 true RU2370635C2 (en) | 2009-10-20 |
Family
ID=39279599
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007134728/03A RU2370635C2 (en) | 2007-09-18 | 2007-09-18 | Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2370635C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475640C2 (en) * | 2011-03-25 | 2013-02-20 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method of hydrodynamic investigations of oil wells equipped with electric-centrifugal pumps with converter of current frequency |
| RU2539445C1 (en) * | 2013-10-24 | 2015-01-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump |
| EA024820B1 (en) * | 2013-10-10 | 2016-10-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Method of hydrodynamic surveys-diagnostics of well equipped with sucker rod pumping (srp) unit |
| EA026205B1 (en) * | 2013-09-03 | 2017-03-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Method for bringing a well equipped with a deep-well pump to an efficient operating mode on the basis of indicator curve record |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104533382B (en) * | 2014-12-16 | 2017-02-22 | 哈尔滨斯特凯峰电子有限公司 | Method for determining indicator diagram of electrical parameters of rod-pumped well |
| CN112196519B (en) * | 2020-09-05 | 2023-05-09 | 黑龙江省荣泽石油设备有限公司 | Method for detecting unsteady continuous dynamic liquid level of oil well |
-
2007
- 2007-09-18 RU RU2007134728/03A patent/RU2370635C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Нефтепромысловое оборудование. Справочник, под ред. БУХАЛЕНКО Е.И. - М.: Недра, 1980, с.198-200, с.260-262, с.286-292. КРИВКО Н.Н. Аппаратура геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1991, с.94-104 с.350-354. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. - М.: Недра, 1980, с.30-31. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475640C2 (en) * | 2011-03-25 | 2013-02-20 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method of hydrodynamic investigations of oil wells equipped with electric-centrifugal pumps with converter of current frequency |
| EA026205B1 (en) * | 2013-09-03 | 2017-03-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Method for bringing a well equipped with a deep-well pump to an efficient operating mode on the basis of indicator curve record |
| EA024820B1 (en) * | 2013-10-10 | 2016-10-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Method of hydrodynamic surveys-diagnostics of well equipped with sucker rod pumping (srp) unit |
| RU2539445C1 (en) * | 2013-10-24 | 2015-01-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007134728A (en) | 2008-03-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2370635C2 (en) | Method of hydro-dynamic survey in well equipped with electric-centrifugal pump installation | |
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| CN102892970A (en) | Methods and systems for drilling | |
| CN107563899A (en) | Oil ＆ Gas Productivity Forecasting Methodology and device | |
| CN103510940B (en) | Mechanical oil well operating mode integrated diagnosing and analyzing method and device | |
| US20120084021A1 (en) | Monitoring Flow of Single or Multiple Phase Fluids | |
| RU2341647C1 (en) | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method | |
| RU111190U1 (en) | OIL PRODUCING WELL WITH ARTIFICIAL INTELLIGENCE | |
| CN105674869A (en) | Method and device for automatically measuring thicknesses of different mediums | |
| CN111810120A (en) | Multi-parameter oil well state monitoring method and system | |
| CN104453981B (en) | A kind of colliery minery coal bed gas well parameter monitoring system and method | |
| Cheng et al. | Productivity prediction from well logs in variable grain size reservoirs cretaceous Qishn formation, republic of Yemen | |
| CN202974920U (en) | Storage type conducting probe moisture content meter | |
| CN105574272B (en) | A kind of horizontal well specific retention measurement method based on bicyclic conducting probe array | |
| CN105239995B (en) | A kind of internally coated three electrode potentials differential detection method of tube and casing in downhole | |
| Butler Jr et al. | Water well hydrographs: an underutilized resource for characterizing subsurface conditions | |
| CN116455946B (en) | Cloud-based high-frequency wellhead pressure production data analysis method | |
| CN105971594B (en) | A kind of horizontal well specific retention measurement method based on lowest mean square root error | |
| CN109356577A (en) | Tight gas reservoir reserves measuring method based on gas-bearing formation Drilling ratio | |
| CN206192265U (en) | A thickness of oil measurement system that is used for oil field reserves aassessment to sample | |
| CN109915117A (en) | A kind of long-range tubular type ground temperature measurement device of permafrost region and its observation method | |
| CN202788817U (en) | Near-bit measuring system experimental facility | |
| CN207315346U (en) | A kind of double water holding tracer combination logging tools | |
| CN103837198A (en) | Multi-phase flow monitor | |
| CN212642702U (en) | Multi-parameter oil well state monitoring system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180919 |