RU2581180C1 - Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками - Google Patents
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками Download PDFInfo
- Publication number
- RU2581180C1 RU2581180C1 RU2015128666/03A RU2015128666A RU2581180C1 RU 2581180 C1 RU2581180 C1 RU 2581180C1 RU 2015128666/03 A RU2015128666/03 A RU 2015128666/03A RU 2015128666 A RU2015128666 A RU 2015128666A RU 2581180 C1 RU2581180 C1 RU 2581180C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- flow rate
- pressure
- determining
- characteristic
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 claims description 2
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 102000040650 (ribonucleotides)n+m Human genes 0.000 description 1
- 108091032973 (ribonucleotides)n+m Proteins 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости. Определение плотности жидкостной смеси. Определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующего фактическому напору и фактическому энергопотреблению. При этом дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача - напор и энергетической характеристике. При этом при построении расчетной характеристики подача - напор и определении фактического напора насоса по расчетной характеристике подача - напор, учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости. Плотность жидкостной смеси рассчитывают по кривой разгазирования исходя из обводненности, давления насыщения и газосодержания на приеме насоса с учетом давления и температуры на приеме насоса. Кроме того, при определении подачи по энергетической характеристике учитывают отношение подачи насоса к его КПД и производят перерасчет подачи насоса в соответствии с условиями на устье скважины. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, повышении надежности работы оборудования за счет оперативного контроля дебита скважины. 3 ил.
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.
Известен способ определения дебита скважин, оборудованных установками центробежных насосов, в котором дебит скважины считается равным подаче насоса, при этом подача насоса определяется по дифференциальному перепаду давления на штуцере (дросселе), установленном на выкидной линии скважинного манифольда, плотности откачиваемой жидкости и площади поперечного сечения штуцера (Ивановский В.Н. «Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти». РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №5, 2000).
Недостатком указанного способа являются постоянно меняющиеся значения коэффициента расхода жидкости через штуцер и плотности жидкости (изменение обводненности и содержания газа в нефти), что приводит к очень большим погрешностям в определении дебита скважины.
Известен также способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом, включающий измерение потребляемой мощности электродвигателя привода насоса, давления на приеме насоса, потерь мощности в кабеле и построение энергетической характеристики для разной производительности насоса, по которой определяют дебит скважины (SU 1820668, опубл. 20.09.95).
Недостатком указанного способа является невысокая точность определения дебита скважины, обусловленная тем, что по мощности определяют количество жидкости на приеме насоса (забое скважины), которое отличается от количества жидкости на устье скважины - дебита скважины из-за сжимаемости жидкостной смеси, состоящей из нефти, воды и газа, и большой разницы давлений и температуры на приеме насоса и устье скважины, кроме того, при незначительном влиянии подачи насоса на его мощность одному и тому же значению мощности могут соответствовать разные значения подачи.
Наиболее близким техническим решением, принятым авторами за прототип, является способ определения подачи насоса, включающий снятие характеристики подача - напор насоса на жидкости (воде), определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси и по расчетной характеристике определение подачи насоса (дебита скважины), соответствующей фактическому напору (SU 1735607, опубл. 23.05.1992).
Недостатком указанного способа является невысокая точность определения подачи насоса при перекачке жидкостной смеси с растворенным в ней газом, обусловленная тем, что количество газа в жидкостной смеси зависит от давления и температуры и будет меняться по мере подъема жидкостной смеси в подъемных трубах, следовательно, будет меняться плотность жидкостной смеси и напор, развиваемый насосом. Кроме того, на фактическую подачу и напор насоса влияет вязкость жидкости, а также реальная частота вращения вала насоса, которая может меняться в зависимости от частоты тока, подаваемого на электродвигатель.
Технический результат изобретения заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, повышении надежности работы оборудования за счет оперативного контроля дебита скважины.
Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости (например, воде), определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующего фактическому напору и фактическому энергопотреблению, при этом согласно изобретению дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача - напор и энергетической характеристике, при этом при построении расчетной характеристики подача - напор и определении фактического напора насоса по расчетной характеристике подача - напор учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости, а плотность жидкостной смеси рассчитывают по кривой разгазирования исходя из обводненности, давления насыщения и газосодержания на приеме насоса с учетом давления и температуры на приеме насоса, кроме того, при определении подачи по энергетической характеристике учитывают отношение подачи насоса к его КПД и производят перерасчет подачи насоса в соответствии с условиями на устье скважины.
На фиг. 1 показаны снятая (паспортная) характеристика подача - напор (кривая Q-H) установки центробежного насоса на воде, расчетная характеристика подача - напор, учитывающая частоту вращения вала насоса, плотность перекачиваемой жидкостной смеси с учетом кривой разгазирования и вязкость жидкости (кривая Q1-H1) и энергетическая характеристика насоса на воде, включающая мощность насоса (кривая N-Q) и его коэффициент полезного действия КПД (кривая η-Q) и пересчетные характеристики N1-Q1 и η1-Q1.
На фиг. 2 показано распределение жидкости и газа в насосных трубах по глубине скважины и кривые разгазирования.
На фиг. 3 пример реализации способа на скважине.
Далее рассмотрен пример осуществления способа на скважинах, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН).
1. Снимается характеристика подача - напор (Q-H) насоса энергетическая характеристика (мощность - подача N-Q и КПД - подача η-Q) на воде при номинальной частоте вращения вала насоса (паспортная характеристика).
2. По следующим скважинным данным - обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, давление и температура на приеме насоса и кривая разгазирования определяется плотность жидкостной (газожидкостной) смеси. При давлениях ниже давления насыщения - Рнас из нефти начинает выделятся свободный газ. Этот процесс называется «разгазирование». Выделение газа из нефти может проходить по разным законам (Фиг. 2) - кривым разгазирования, на форму которых оказывает влияние давление и температура и их изменение по стволу скважины. Для точного расчета плотности газожидкостной смеси используется выражение:
ρсмi=(ρв·b+ρнi·(1-b))(1-Гi)+ρгi·Гi,
где: ρнi - плотность сепарированной нефти на i-й глубине скважины, кг/м3;
b - обводненность продукции (объемное содержание воды, которое содержится в откачиваемой жидкости), доли ед.;
ρв - плотность пластовой воды, кг/м3;
ρri - плотность газа на i-й глубине скважины, кг/м3;
Гi - объемное содержание свободного газа на i-й глубине скважины, которое находится в виде пузырьков в откачиваемой жидкости, доли ед.
Величина Гi может меняться по глубине скважины от «0» до «1,0» в зависимости от текущего давления и температуры.
3. По частоте тока установленной на станции управления УЭЦН пересчитывается частота вращения ротора насоса.
nнас=60f(1-S),
где: f - частота тока;
S - коэффициент скольжения.
4. По снятой на воде характеристике подача-напор, энергетической характеристике (мощность - подача N-Q и КПД - подача n**-Q) производим перерасчет подачи Q1, напора Н1, мощности N1 и КПД n**1 с учетом плотности жидкостной смеси, частоты вращения ротора насоса и вязкости жидкости, строим расчетные характеристики подача-напор (Q1-H1). При этом напор Н1 подача Q1, мощность и КПД η1 определяются по
формулам:
H1=KHH
Q1=KqQ
N1=KNN
где: КH - пересчетный коэффициент напора, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
KQ - пересчетный коэффициент подачи, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
KN - пересчетный коэффициент мощности, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
Kη - пересчетный коэффициент КПД, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
5. По данным замера буферного давления Рбуф на устье скважины и замера давления на приеме насоса Рпр.н, зная глубину спуска насоса Lсп рассчитывают фактический напор насоса Нф по формуле:
Нф=Lсп-Pпр.н/pсмig+Рбуф/pcмig-Рзат/Pcмig
где: Lсп - глубина спуска насоса.
6. По расчетной характеристике подача - напор (фиг. 1) находят соответствующую фактическому напору Нф подачу насоса Q1ф.
7. По значениям силы тока I, напряжения U, cosφ и частоты тока, замеряемым на станции управления УЭЦН, рассчитывается мощность насоса. При расчете мощности учитываются потери мощности в кабеле с учетом изменения температуры в скважине, потери мощности на предвключенных устройствах (например, станции управления, трансформаторе, гидрозащите), КПД погружного электродвигателя и КПД самого насоса.
8. По энергетической характеристике N1-Q1 находят соответствующую фактической мощности Nф подачу на приеме насоса Q2фN. Полученное значение Q2фN уточняется по кривой η-Q1 на основе соотношения Q2фN/ηф. Значение Qi/ηi является «уникальным» для каждого значения мощности N и исключает ошибку расчета дебита по энергетической характеристике насоса в случаях незначительного изменения мощности от подачи насоса.
9. Вычисляют значение подачи насоса на устье скважины Q2ф, полученной на основе энергетической характеристики по формуле:
Q2ф=KqnQ2фN,
где: KQN - объемный коэффициент, учитывающий изменение объема жидкостной смеси с растворенным в ней газом при снижении давления и температуры до давления и температуры на устье скважины.
10. Дебит скважины Qскв определяется как среднее квадратичное значение подач, полученных по расчетной характеристике подача - напор Q1ф и по энергетической характеристике Q1фN и вычисляется по формуле:
При реализации предложенного способа на скважине (фиг. 3) установка электроприводного центробежного насоса 1 оборудуется блоком ТМС 2, который служит для замера давления и температуры на приеме насоса и сигнал от которого поступает по кабелю 3 на станцию управления (СУ) УЭЦН 4. На устье скважины установлены манометры для замера буферного давления 5, затрубного давления 6 и датчик температуры 7, связанные с контроллером станции управления 4. В контроллер станции управления (на фиг. 3 не показан) вносятся следующие данные по скважине: обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная характеристика подача - напор насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса. Контроллер станции управления программируется в соответствии с алгоритмом, изложенным в пунктах 2-10 примера осуществления способа на скважинах, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) настоящей заявки. На основе заложенного в контроллер алгоритма по данным блока ТМС, манометров 5 и 6 на устье скважины, датчика температуры, силы тока, напряжения и частоты тока контроллер рассчитывает значение дебита скважины в реальном времени. Данные по дебиту скважины, а также другие параметры работы УЭЦН передаются СУ в диспетчерский пункт для оперативного контроля, что существенно повышает надежность работы оборудования.
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.
Claims (1)
- Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению, отличающийся тем, что дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача - напор и энергетической характеристике, при этом при построении расчетной характеристики подача - напор и определении фактического напора насоса по расчетной характеристике подача - напор учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости, а плотность жидкостной смеси рассчитывают по кривой разгазирования исходя из обводненности, давления насыщения и газосодержания на приеме насоса с учетом давления и температуры на приеме насоса, кроме того, при определении подачи по энергетической характеристике учитывают отношение подачи насоса к его КПД и производят перерасчет подачи насоса в соответствии с условиями на устье скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015128666/03A RU2581180C1 (ru) | 2015-07-15 | 2015-07-15 | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015128666/03A RU2581180C1 (ru) | 2015-07-15 | 2015-07-15 | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013141464/03A Previously-Filed-Application RU2575785C2 (ru) | 2013-09-10 | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2581180C1 true RU2581180C1 (ru) | 2016-04-20 |
Family
ID=56194679
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015128666/03A RU2581180C1 (ru) | 2015-07-15 | 2015-07-15 | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2581180C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652219C1 (ru) * | 2017-06-27 | 2018-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
| RU2652220C1 (ru) * | 2017-06-27 | 2018-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
| CN109138983A (zh) * | 2018-07-20 | 2019-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泵送排量计算方法及其装置、计算机存储介质 |
| RU2700149C1 (ru) * | 2018-07-30 | 2019-09-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом |
| RU2768341C1 (ru) * | 2021-05-25 | 2022-03-23 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |
Citations (6)
| 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 |
| SU1735607A1 (ru) * | 1990-01-29 | 1992-05-23 | Нижегородский институт инженеров водного транспорта | Способ испытани центробежного насоса |
| RU2016252C1 (ru) * | 1991-02-20 | 1994-07-15 | Самарский архитектурно-строительный институт | Способ управления работой насосной установки в скважине |
| SU1820668A1 (ru) * | 1988-04-27 | 1995-09-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом |
| SU1832833A1 (ru) * | 1988-05-25 | 1996-03-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Устройство для определения дебита скважины |
| RU2265122C2 (ru) * | 2003-10-23 | 2005-11-27 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин |
-
2015
- 2015-07-15 RU RU2015128666/03A patent/RU2581180C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| 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 |
| SU1820668A1 (ru) * | 1988-04-27 | 1995-09-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом |
| SU1832833A1 (ru) * | 1988-05-25 | 1996-03-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Устройство для определения дебита скважины |
| SU1735607A1 (ru) * | 1990-01-29 | 1992-05-23 | Нижегородский институт инженеров водного транспорта | Способ испытани центробежного насоса |
| RU2016252C1 (ru) * | 1991-02-20 | 1994-07-15 | Самарский архитектурно-строительный институт | Способ управления работой насосной установки в скважине |
| RU2265122C2 (ru) * | 2003-10-23 | 2005-11-27 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652219C1 (ru) * | 2017-06-27 | 2018-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
| RU2652220C1 (ru) * | 2017-06-27 | 2018-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
| CN109138983A (zh) * | 2018-07-20 | 2019-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 泵送排量计算方法及其装置、计算机存储介质 |
| RU2700149C1 (ru) * | 2018-07-30 | 2019-09-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом |
| RU2768341C1 (ru) * | 2021-05-25 | 2022-03-23 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2581180C1 (ru) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками | |
| EP2761130B1 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
| US9500073B2 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2604463C1 (ru) | Способ испытания газосепараторов погружных нефтяных насосов и стенд для осуществления такого способа | |
| RU2513796C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом | |
| CN105160071B (zh) | 一种适合气液同产水平井井下工况的判别方法 | |
| US10712183B2 (en) | Determining flow rates of multiphase fluids | |
| RU2652220C1 (ru) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками | |
| RU2532488C1 (ru) | Способ оптимизации процесса добычи нефти | |
| RU2683435C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| CN104153982A (zh) | 一种获取抽油机井井下系统特性曲线的方法及装置 | |
| RU2674351C1 (ru) | Способ оценки обводненности скважинной нефти | |
| RU2673894C1 (ru) | Установка одновременно-раздельная насосная для добычи нефти из двух пластов одной скважины | |
| CN106761680A (zh) | 一种化学降粘辅助螺杆泵举升稠油工艺的判断方法 | |
| EP2396506A1 (en) | Method and apparatus for monitoring of esp | |
| EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
| RU138833U1 (ru) | Устройство для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин | |
| RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
| EA025383B1 (ru) | Способ управления процессом подачи глубинного насоса и устройство для его осуществления | |
| RU2652219C1 (ru) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками | |
| Biazussi et al. | Experimental study and modeling of heating effect in electrical submersible pump operating with ultra-heavy oil | |
| RU2677313C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса | |
| RU2724728C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| RU2571321C1 (ru) | Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170716 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180703 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |