RU2421605C1 - Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом - Google Patents
Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2421605C1 RU2421605C1 RU2010106000/03A RU2010106000A RU2421605C1 RU 2421605 C1 RU2421605 C1 RU 2421605C1 RU 2010106000/03 A RU2010106000/03 A RU 2010106000/03A RU 2010106000 A RU2010106000 A RU 2010106000A RU 2421605 C1 RU2421605 C1 RU 2421605C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- frequency
- watering
- water cut
- current
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к добыче нефти и используется для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса - УЭЦН, на стационарный режим работы после проведения подземного ремонта. Обеспечивает повышение эффективности способа эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, за счет регулирования подачи насоса за счет контроля единственного параметра дегазированной добываемой жидкости на поверхности. Сущность изобретения: способ включает запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважиной жидкости. Согласно изобретению запуск спущенного на насосно-компрессорных трубах - НКТ электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче. Ожидают поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее обводненность. Увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущую обводненность поступающей жидкости. Сравнивают полученную величину текущей обводненности с обводненностью при минимальной подаче. Если полученное значение текущей обводненности больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче. В последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче. Если значения текущей обводненности, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче. Способ исключает всасывание жидкости из динамического уровня насоса и, соответственно, его аварийную остановку. 1 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к добыче нефти и используется для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), на стационарный режим работы после проведения подземного ремонта.
Известен способ организации оптимальной работы скважины, оборудованной УЭЦН, после проведения подземного ремонта, основанный на периодическом отключении погружного электродвигателя при заданном значении давления на приеме центробежного насоса и последующем запуске по истечении установленной для данной скважины технологической паузы /Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. - М.: Гостоптехиздат, 1957, с.126-129/.
Недостатками данного способа являются:
- сложность определения времени, в течение которого происходит накопление жидкости в затрубном пространстве скважины в результате притока жидкости из пласта, что не обеспечивает эффективного режима освоения и эксплуатации скважины;
- малая надежность, так как большое количество циклов отключения-запуска снижает вероятность безотказной работы погружного электродвигателя из-за старения изоляции обмотки статора.
Известен способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, основанный на регулировании скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов, каждый из которых состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска центробежного насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) при повышенной в сравнении с номинальным значением частоте и уменьшения до нуля подачи центробежного насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне насосно-компрессорных труб с последующим отключением центробежного насоса и сливом жидкости из колонны труб через центробежный насос в скважину /Патент РФ №2057907, Е21В 43/00, 10.04.1996/.
Недостатками способа являются:
- малая надежность из-за многократных запусков установки электроцентробежного насоса в работу, что снижает вероятность безотказной работы погружного электродвигателя, поскольку его пусковой ток в 4-5 раз превышает свое номинальное значение, следовательно, во столько же раз в момент пуска возрастает вероятность пробоя изоляции обмотки статора;
- сложная конструкция (наличие дополнительного подземного оборудования - термоманометрической системы, устанавливаемой под погружным электродвигателем) увеличивает стоимость способа эксплуатации скважины.
Известен способ эксплуатации скважины /Патент РФ №2181829, Е21В 43/00, F04D 13/10, 27.04.2002/, оборудованной установкой УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, включающий запуск УЭЦН, подачу жидкости центробежным насосом в колонну НКТ и повторение циклов, в каждом из которых меняют частоту питающего напряжения, в течение всего времени освоения скважины работа центробежного насоса непрерывна, изменение подачи электроцентробежного насоса производят за счет изменения частоты питающего напряжения, в каждом цикле осуществляется замер динамического уровня жидкости в скважине, его сравнение с требуемым значением, полученным в результате исследований предыдущего освоения данной скважины, и расчет частоты питающего напряжения для следующего цикла, причем расчет повторяют до полного совмещения гидравлических характеристик центробежного насоса и пласта.
Недостатком способа является малая надежность, так как в работающей скважине сложно замерить динамический уровень жидкости; при этом следует учесть, что погружные блоки имеют рабочий температурный диапазон, ограниченный верхним значением рабочей температуры используемых активных микросхем, который не превышает 90°С, т.е. полный комплект погружной телемеметрии работает при температуре пластовой жидкости не более 90°С, требующейся для устойчивой работы микросхем, поэтому при более высоких температурах пластовой жидкости погружной блок телеметрии не должен содержать активной электроники; соответственно, при температурах пластовой жидкости выше 90°С реально может получаться только частичная информация без использования активных микросхем, а в скважинах Западной Сибири температура пластовой жидкости часто бывает 150°С и выше; такое ограничение по максимальной температуре для полупроводниковых элементов в подобных скважинах ведет к тому, что электроцентробежные насосы приходится устанавливать на небольшой глубине, где эти элементы еще могут работать.
Наиболее близок к заявляемому по совокупности существенных признаков способ добычи нефти и газа /Патент РФ №2188934, Е21В 43/12, Е21В 47/06, 10.09.2002/, в котором контролируют параметры процесса добычи, проводят на основе данных контроля геолого-технические мероприятия, направленные на воздействие на пласт для увеличения притока флюида, причем воздействие на пласт выполняют в процессе добычи путем варьирования в геолого-технических мероприятиях параметров процесса добычи и непрерывного контроля этих параметров, в том числе в автоматическом режиме, в качестве параметров процесса добычи выбирают наиболее значимые для увеличения притока: давление скважинной жидкости, температуру, влажность и плотность жидкости, которые фиксируют с динамикой изменения этих параметров в зависимости от частоты вращения электродвигателя, при этом вышеназванные параметры процесса добычи и величину притока флюида настраивают через блок управления на поддержание оптимальных значений варьированием частоты вращения электродвигателя, время окончания геолого-технических мероприятий определяют по моменту оптимизации параметров процесса добычи и величины притока флюида, а для возможности воздействия параметров процесса добычи на пласт систему подачи и систему всасывания добычного насоса закольцовывают нижними и верхними отверстиями в колонне насосно-компрессорных труб и отделяют от зоны пласта пакером.
Способ-прототип недостаточно эффективен при эксплуатации скважины с УЭЦН, так как электроцентробежный насос своими колебаниями вносит погрешности в показания датчиков контролируемых параметров, загромождающих, к тому же, участок перфорации; настраивание работы скважины по прототипу на максимальный приток из пласта (не совпадающий с оптимальным притоком по геологическим условиям пласта) приведет к всасыванию жидкости из динамического уровня насоса и, соответственно, к его аварийной остановке; способ сложен из-за большого количества контролируемых параметров и недостаточно надежен на высокотемпературных пластах из-за микросхем датчиков, работающих при температуре не выше 90°С. Систематическую, но не постоянную и поэтому трудно учитываемую ошибку контроля параметров вносит отсутствие дегазации жидкости, параметры которой контролируют по прототипу.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, за счет регулирования подачи насоса, начиная с минимальной подачи, в зависимости от величины текущей обводненности, контролируемой на поверхности, при упрощении и повышении достоверности способа за счет контроля единственного параметра дегазированной добываемой жидкости на поверхности. Способ исключает всасывание жидкости из динамического уровня насоса и, соответственно, его аварийную остановку. Способ надежен на высокотемпературных пластах.
Поставленная задача решается тем, что способ эксплуатации скважины, оборудованной насосной установкой с частотно-регулируемым питанием электродвигателя, включающий запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважиной жидкости, отличается тем, что запуск спущенного на НКТ электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче, ожидают поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее обводненность, увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущую обводненность поступающей жидкости, сравнивают полученную величину текущей обводненности с обводненностью при минимальной подаче, если полученное значение текущей обводненности больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче, в последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче; если значения текущей обводненности, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче.
Кроме того, в некоторых случаях определяют диапазон изменения подачи электроцентробежного насоса, в котором текущая обводненность добываемой жидкости равна обводненности при минимальной подаче, этот диапазон подачи считают оптимальным по добыче и потребляемой мощности и осуществляют работу ЭЦН в этом диапазоне подачи. Определение оптимального диапазона подачи производится периодически, например раз в неделю.
Эксплуатация ЭЦН на оптимальной для добычи глубине вне зависимости от кривизны ствола скважины также позволяет оптимизировать эксплуатацию, так как УЭЦН при этом функционирует в установившемся режиме и не требует частых запусков.
Осуществление запуска ЭЦН при минимальной подаче позволяет минимизировать стартовые нагрузки, что приводит к повышению надежности эксплуатации насоса и скважины.
Как известно, в скважине выше приема ЭЦН до динамического уровня скапливается чистая нефть, поэтому уменьшение обводненности добываемой жидкости по сравнению с ее обводненностью при минимальной подаче свидетельствует о том, что начинается откачка нефти из столба выше приема ЭЦН, т.е. происходит уменьшение высоты динамического уровня. Уменьшение высоты динамического уровня приводит к снижению надежности эксплуатации ЭЦН и может привести к его аварийной остановке. Поэтому увеличение подачи до тех пор, пока текущая обводненность добываемой жидкости не станет ниже обводненности при минимальной подаче, позволяет повысить надежность эксплуатации ЭЦН и скважины.
Если текущая обводненность добываемой жидкости становится ниже обводненности при минимальной подаче, то производят уменьшение подачи до тех пор, пока текущая обводненность добываемой жидкости не сравняется с обводненностью при минимальной подаче, что позволяет не откачивать нефть, находящуюся выше приема насоса, что обеспечивает повышение надежности эксплуатации ЭЦН и скважины.
Определение диапазона изменения подачи ЭЦН, в котором текущая обводненность добываемой жидкости равна обводненности при минимальной подаче, и установка на электроцентробежном насосе этой оптимальной подачи также позволяет повысить надежность эксплуатации ЭЦН и скважины. Оптимальный по добыче и потребляемой мощности диапазон подачи может меняться, например, в результате применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), проведения геолого-профилактических работ, выполнения гидроразрывов пласта, явлений солеотложения и т.д. Поэтому требуется периодическое подстраивание подачи ЭЦН под меняющиеся условия. Периодическое определение оптимальной подачи и установка ее на электроцентробежном насосе, например раз в неделю, позволяет подстраиваться под меняющиеся условия, что также обеспечивает повышение надежности эксплуатации ЭЦН и скважины.
Заявляемый способ эксплуатации скважины осуществляется следующей последовательностью операций:
1) запуск спущенного на НКТ электроцентробежного насоса на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче
2) ожидание поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности
3) измерение обводненности добываемой жидкости при минимальной подаче
4) увеличение частоты питающего напряжения и измерение текущей обводненности добываемой жидкости при увеличенной частоте и, соответственно, подаче
5) сравнение полученной величины текущей обводненности добываемой жидкости при увеличенной подаче с обводненностью при минимальной подаче
6.1) если полученное значение текущей обводненности добываемой жидкости при увеличенной подаче больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче
6.1.1) в последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче
6.2) если значения текущей обводненности добываемой жидкости, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче.
Затем следуют повторяющиеся циклы увеличения/уменьшения подачи ЭЦН, в каждом из которых после увеличения/уменьшения подачи ЭЦН осуществляется замер дебита скважины, обводненности добываемой жидкости, потребляемой мощности и частоты питающего напряжения, а также сравнение текущей обводненности добываемой жидкости с обводненностью добываемой жидкости при минимальной подаче.
Дополнительное определение диапазона изменения подачи ЭЦН, в котором текущая обводненность добываемой жидкости равна обводненности при минимальной подаче, и установка на электроцентробежном насосе этой оптимальной подачи позволяет повысить надежность эксплуатации ЭЦН и скважины. Периодическое определение оптимальной по добыче и потребляемой мощности подачи и установка ее на электроцентробежном насосе, например, раз в неделю, позволяет подстраиваться под меняющиеся условия, что также обеспечивает повышение надежности эксплуатации ЭЦН и скважины.
Пример
Один из возможных вариантов выполнения устройства для осуществления заявляемого способа эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, показан на чертеже.
В скважине 1 на оптимальной для добычи глубине установлен ЭЦН, состоящий из погружного электродвигателя 2 и насоса 3, например, соединенных посредством гибкой шарнирной муфты 4. Насос 3 подвешен на колонне НКТ 5. На колонне НКТ 5 также закреплен кабель 6, соединенный с частотно-регулируемым приводом 7. Колонна НКТ 5 соединена с измерительным устройством 8 на поверхности для измерения обводненности добываемой жидкости и с трубопроводом 9 добываемой жидкости.
Данное устройство, осуществляя заявляемый способ эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, работает следующим образом.
По геологическим условиям определяется оптимальный для добычи участок ствола скважины 1, т.е. оптимальная для добычи глубина спуска насоса. На этой глубине по данным инклинометрии определяется текущая кривизна ствола. По диаметру ствола скважины 1 определяется типоразмер (диаметр) УЭЦН. Затем по глубине спуска определяются параметры секций и их количество для погружного электродвигателя 2 и насоса 3, в частности их длина. По длине и диаметру УЭЦН, а также по диаметру ствола скважины 1 определяется условие свободной вписываемости, например, так, как описано в работе /О расширении возможностей УЭЦН / В.Ф.Шаякберов, Р.А.Янтурин // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2009. №3. С.27-28/. Данное условие сравнивается с кривизной ствола скважины 1 на данной глубине. Если ЭЦН не может свободно вписаться в скважину 1 на данной глубине, то вписываемость ЭЦН в скважину достигается, например, путем оснащения его одной или более гибкими шарнирными муфтами 4 /например, по Патенту РФ №2230233, 10.06.2004/.
На колонну НКТ 5 подвешиваются насос 3, соединенный, при необходимости, гибкой шарнирной муфтой 4 с погружным электродвигателем 2. Производится их спуск на оптимальный для добычи участок ствола скважины 1 путем увеличения числа НКТ 5.
Частотно-регулируемым приводом 7 по кабелю 6 на погружной электродвигатель 2 подается частота питающего напряжения, обеспечивающая минимальную подачу насоса 3.
Продукция скважины 1 по колонне НКТ 5 подается в устройство 8. Замер дебита скважины, а также обводненности добываемой жидкости при минимальной подаче насоса 3 может производиться, например, устройством для измерения количества нефти и нефтяного газа /Патент РФ №2342528, 27.12.2008/. Также замеряются потребляемая при этом погружным электродвигателем 2 мощность и частота питающего напряжения.
Цикл увеличения/уменьшения частоты частотно-регулируемого привода 7 и соответствующих измерений обводненности добываемой жидкости осуществляется следующим образом.
С определенным шагом (величина шага определяется в зависимости от паспортных данных частотно-регулируемого привода 7 и погружного электродвигателя 2) увеличивают частоту частотно-регулируемого привода 7 относительно минимальной. При этом повышается подача насоса 3. Рассчитывают время, через которое продукция скважины 1 при увеличенной подаче насоса 3 начнет поступать в устройство 8. По истечении этого времени производят замер дебита (количества нефти и нефтяного газа) скважины 1, обводненности добываемой жидкости, а также потребляемой мощности и частоты питающего напряжения при помощи приборов частотно-регулируемого привода 7.
Производится сравнение текущей обводненности добываемой жидкости с обводненностью при минимальной подаче.
Если текущая обводненность при увеличенной подаче больше или равна обводненности при минимальной подаче, то с выбранным шагом производится дальнейшее увеличение частоты частотно-регулируемого привода 7 и производится следующий цикл измерений.
Если же текущая обводненность при увеличенной подаче меньше обводненности при минимальной подаче, то с выбранным шагом производится уменьшение частоты частотно-регулируемого привода 7 и производится следующий цикл измерений.
Затем следуют повторяющиеся циклы увеличения/уменьшения подачи ЭЦН, в каждом из которых после увеличения/уменьшения подачи ЭЦН осуществляется замер дебита скважины, обводненности добываемой жидкости, потребляемой мощности и частоты питающего напряжения, а также сравнение текущей обводненности добываемой жидкости с обводненностью добываемой жидкости при минимальной подаче.
Таким образом, заявляемый способ эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, эффективнее прототипа за счет регулирования подачи насоса, начиная с минимальной подачи, в зависимости от величины текущей обводненности, контролируемой на поверхности, при упрощении и повышении достоверности способа за счет контроля единственного параметра дегазированной добываемой жидкости на поверхности. Способ исключает всасывание жидкости из динамического уровня насоса и, соответственно, его аварийную остановку. Способ надежен на высокотемпературных пластах.
Claims (1)
- Способ эксплуатации скважины, оборудованной насосной установкой с частотно-регулируемым питанием электродвигателя, включающий запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважиной жидкости, отличающийся тем, что запуск спущенного на насосно-компрессорных трубах - НКТ электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче, ожидают поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее обводненность, увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущую обводненность поступающей жидкости, сравнивают полученную величину текущей обводненности с обводненностью при минимальной подаче, если полученное значение текущей обводненности больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче, в последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче; если значения текущей обводненности, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводнености при минимальной подаче.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010106000/03A RU2421605C1 (ru) | 2010-02-19 | 2010-02-19 | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010106000/03A RU2421605C1 (ru) | 2010-02-19 | 2010-02-19 | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2421605C1 true RU2421605C1 (ru) | 2011-06-20 |
Family
ID=44738057
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010106000/03A RU2421605C1 (ru) | 2010-02-19 | 2010-02-19 | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2421605C1 (ru) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473784C1 (ru) * | 2012-03-28 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| RU2474675C1 (ru) * | 2012-04-11 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
| CN103850921A (zh) * | 2014-02-18 | 2014-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电潜泵的压井保护装置及方法 |
| RU2558088C2 (ru) * | 2013-10-23 | 2015-07-27 | Сергей Владимирович Шумилин | Способ управления нефтегазовой скважиной |
| RU2559999C2 (ru) * | 2014-09-19 | 2015-08-20 | Олег Сергеевич Николаев | Способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления |
| RU2600497C2 (ru) * | 2012-06-11 | 2016-10-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способы и относящиеся к ним системы построения моделей и прогнозирования операционных результатов операции бурения |
| RU2610948C1 (ru) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Юрий Вениаминович Зейгман | Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины |
| US9920603B2 (en) | 2013-04-22 | 2018-03-20 | Jury F. BOGACHUK | Method of operating a well using a pump assembly with a variable-frequency drive |
| RU2731727C2 (ru) * | 2020-02-11 | 2020-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермэнергокомплект" | Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса |
| US10914155B2 (en) | 2018-10-09 | 2021-02-09 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger pump fracturing trailers, filtration units, and slide out platform |
| US10927802B2 (en) | 2012-11-16 | 2021-02-23 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
| US10934824B2 (en) | 2012-11-16 | 2021-03-02 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US11542786B2 (en) | 2019-08-01 | 2023-01-03 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
| US11728709B2 (en) | 2019-05-13 | 2023-08-15 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for VFD in hydraulic fracturing applications |
| RU2814706C1 (ru) * | 2023-06-14 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом |
-
2010
- 2010-02-19 RU RU2010106000/03A patent/RU2421605C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473784C1 (ru) * | 2012-03-28 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| RU2474675C1 (ru) * | 2012-04-11 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
| RU2600497C2 (ru) * | 2012-06-11 | 2016-10-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способы и относящиеся к ним системы построения моделей и прогнозирования операционных результатов операции бурения |
| US9934338B2 (en) | 2012-06-11 | 2018-04-03 | Landmark Graphics Corporation | Methods and related systems of building models and predicting operational outcomes of a drilling operation |
| US10934824B2 (en) | 2012-11-16 | 2021-03-02 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US10927802B2 (en) | 2012-11-16 | 2021-02-23 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
| US9920603B2 (en) | 2013-04-22 | 2018-03-20 | Jury F. BOGACHUK | Method of operating a well using a pump assembly with a variable-frequency drive |
| RU2558088C2 (ru) * | 2013-10-23 | 2015-07-27 | Сергей Владимирович Шумилин | Способ управления нефтегазовой скважиной |
| CN103850921B (zh) * | 2014-02-18 | 2015-11-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电潜泵的压井保护装置及方法 |
| CN103850921A (zh) * | 2014-02-18 | 2014-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电潜泵的压井保护装置及方法 |
| RU2559999C2 (ru) * | 2014-09-19 | 2015-08-20 | Олег Сергеевич Николаев | Способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления |
| RU2610948C1 (ru) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Юрий Вениаминович Зейгман | Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины |
| US10914155B2 (en) | 2018-10-09 | 2021-02-09 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger pump fracturing trailers, filtration units, and slide out platform |
| US11728709B2 (en) | 2019-05-13 | 2023-08-15 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for VFD in hydraulic fracturing applications |
| US11542786B2 (en) | 2019-08-01 | 2023-01-03 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
| RU2731727C2 (ru) * | 2020-02-11 | 2020-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермэнергокомплект" | Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса |
| RU2814706C1 (ru) * | 2023-06-14 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2421605C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом | |
| RU2475633C2 (ru) | Способ и система для повышения добычи нефти (варианты) | |
| RU2344274C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) | |
| US9500067B2 (en) | System and method of improved fluid production from gaseous wells | |
| US9194220B2 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| WO2009113895A1 (en) | Use of electric submersible pumps for temporary well operations | |
| US10995595B2 (en) | System and method for artifically recharging a target reservoir via water injection from a local source | |
| US20130142678A1 (en) | Mini-surge cycling method for pumping liquid from a borehole to remove material in contact with the liquid | |
| US20160032698A1 (en) | Method of Operating a Well Using a Pump Assembly with a Variable-Frequency Drive | |
| US20170167237A1 (en) | Wireline-Deployed Positive Displacement Pump For Wells | |
| RU109792U1 (ru) | Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов | |
| RU2380521C2 (ru) | Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления | |
| US10830024B2 (en) | Method for producing from gas slugging reservoirs | |
| US20150083407A1 (en) | Method of removing wellbore fluid from well and water removal well | |
| RU2749658C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом | |
| EA038672B1 (ru) | Способ изменения уставок в резонансной системе | |
| RU2677313C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса | |
| RU2332559C2 (ru) | Способ повышения дебита скважины | |
| RU2758326C1 (ru) | Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки | |
| CA2874695A1 (en) | Plunger lift systems and methods | |
| RU2519238C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины с помощью погружной электроцентробежной насосной установки | |
| RU2553744C1 (ru) | Способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом | |
| RU2298645C2 (ru) | Способ добычи нефти в малодебитных скважинах | |
| RU2548460C1 (ru) | Способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин | |
| RU2601685C1 (ru) | Способ эксплуатации высокообводненных скважин и система для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180220 |