RU2610945C1 - Method of determination of deposit volume in well flow column - Google Patents
Method of determination of deposit volume in well flow column Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610945C1 RU2610945C1 RU2015153541A RU2015153541A RU2610945C1 RU 2610945 C1 RU2610945 C1 RU 2610945C1 RU 2015153541 A RU2015153541 A RU 2015153541A RU 2015153541 A RU2015153541 A RU 2015153541A RU 2610945 C1 RU2610945 C1 RU 2610945C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- column
- volume
- temperature
- well
- flow column
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000000059 patterning Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000004018 waxing 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
- E21B47/003—Determining well or borehole volumes
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН).The present invention relates to the downhole extraction of asphalt-resin-paraffin oils using deep electric centrifugal pumps (ESP).
Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем колонна лифтовых труб заполняется отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонент нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение лифтовых труб, ведут к повышению нагрузки на погружной электродвигатель насосной установки и снижают производительность ЭЦН.The exploitation of oil fields with a significant content of asphaltenes, resins and paraffins is complicated by the fact that over time the column of elevator pipes is filled with deposits, consisting usually of heavy oil components with a certain proportion of mechanical impurities, inorganic salts and water. Deposits narrow the bore of the elevator pipes, increase the load on the submersible motor of the pump installation and reduce the performance of the ESP.
Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации таких скважин необходимо периодически диагностировать лифтовые трубы на содержание отложений. По результатам таких исследований лифтовые трубы со значительным объемом АСПО необходимо промывать растворителем по приемлемой технологии.To extend the trouble-free and efficient operation of such wells, it is necessary to periodically diagnose elevator pipes for sediment content. According to the results of such studies, elevator pipes with a significant amount of paraffin wax should be washed with solvent according to acceptable technology.
Объем отложений в лифтовых трубах можно определить шаблонированием внутренней поверхности лифтовых труб без их подъема на поверхность (Б.А. Мазепа. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М.: Недра, 1966, - с. 30-31). Способ требует разгерметизации скважины, проведения многочисленных спуско-подъемных операций с шаблонами и пробоотборниками различных форм.The volume of deposits in the elevator pipes can be determined by patterning the inner surface of the elevator pipes without lifting them to the surface (B. A. Mazepa. Waxing of oil gathering systems and oilfield equipment. - M .: Nedra, 1966, - pp. 30-31). The method requires depressurization of the well, numerous tripping operations with templates and samplers of various shapes.
Известен способ диагностики состояния межтрубного пространства добывающей скважины (патент РФ №2199005, опубл. 20.02.2003 г.), по которому с помощью акустического сигнала, его отражения и дальнейшей интерпретации можно судить о распределении нефтяных фракций и парафиновых пробок по стволу скважины. Реализация способа требует специальной техники и аппаратуры. К тому же по этому способу невозможно оценить объем АСПО в лифтовых трубах скважины.A known method for diagnosing the state of the annular space of the producing well (RF patent No. 2199005, published on 02.20.2003), by which using the acoustic signal, its reflection and further interpretation, it is possible to judge the distribution of oil fractions and paraffin plugs along the wellbore. The implementation of the method requires special equipment and technology. In addition, using this method, it is impossible to estimate the amount of paraffin in the elevator pipes of the well.
В наземных трубопроводах систем сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды объем отложений определяется как разница между внутренним объемом чистого трубопровода и трубопровода с отложениями. Последний параметр находится путем заполнения полости трубопровода фиксированным объемом жидкости повышенной плотности с использованием разделителя жидкостей для трубопровода по патенту РФ №2324552 (опубл. 20.05.08, бюл. №14).In surface pipelines of oil, gas and water collection, treatment and transportation systems, the volume of deposits is defined as the difference between the internal volume of a clean pipeline and a pipeline with deposits. The last parameter is found by filling the pipeline cavity with a fixed volume of liquid of increased density using a liquid separator for the pipeline according to RF patent No. 2324552 (publ. 05/20/08, bull. No. 14).
Такой подход невозможно применить к скважине из-за того, что конец колонны лифтовых труб находится на глубине нескольких сот метров и гидравлически сообщен с продуктивным пластом, поэтому не способен контролироваться исследователем по объему закаченной жидкости в лифтовые трубы.This approach cannot be applied to the well due to the fact that the end of the column of elevator pipes is at a depth of several hundred meters and is hydraulically connected to the reservoir, therefore it is not able to be controlled by the researcher by the volume of injected fluid in the elevator pipes.
Технической задачей заявляемого изобретения является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности лифтовых труб скважин с УЭЦН, без подъема лифтовых труб на поверхность.The technical task of the invention is the development of technology for determining the volume of deposits in adhesive form on the inner surfaces of the elevator pipes of wells with ESP, without lifting the elevator pipes to the surface.
Техническая задача по изобретению реализуется тем, что по способу оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины, заключающемуся в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины и измерении объема этой жидкости, меняют температуру жидкости в колонне лифтовых труб путем изменения частоты электрического тока погружного электродвигателя (ПЭД) установки электроцентробежного насоса скважины, время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - в верхней части колонны лифтовых труб скважины, объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют по формулеThe technical problem according to the invention is realized by the fact that according to the method for estimating the volume of deposits in the column of elevator pipes of the well, which consists in changing the properties of the liquid entering the column of elevator pipes of the well and measuring the volume of this liquid, the temperature of the liquid in the column of elevator pipes is changed by changing the frequency of the submersible electric current electric motor (SEM) of the installation of the electric centrifugal pump of the well, the time of arrival at the wellhead along the column of elevator pipes of fluid with a changed temperature is fixed using two temperature sensors, one of which is in the lower part of the column of elevator pipes, the second is in the upper part of the column of elevator pipes of the well, the volume of liquid with a changed temperature in the column of elevator pipes is found as the product of the required time and the flow rate of the well, and the volume of deposits is determined by the formula
гдеWhere
Vотл - объем отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб;V exl - the volume of deposits on the inner surface of the column of elevator pipes;
D - внутренний диаметр чистых лифтовых труб;D is the inner diameter of the clean lift pipes;
к - эмпирический коэффициент, учитывающий разницу в состоянии скважинной продукции в колоне лифтовых труб и в устройстве по измерению его объема, определяется предварительно для колонны НКТ без отложений;K is an empirical coefficient that takes into account the difference in the state of well production in the column of elevator pipes and in the device for measuring its volume, is determined previously for the tubing string without deposits;
Q - производительность электроцентробежного насоса, поддерживается постоянной во время оценки объема отложений;Q is the performance of the electric centrifugal pump, maintained constant during the assessment of the volume of deposits;
t1 - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температура, установленного в нижней части колонны лифтовых труб;t 1 is the chronological time of the change in temperature of the borehole products in the zone of the temperature sensor installed in the lower part of the pipe string;
t2 - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температура, установленного в верхней части колонны лифтовых труб.t 2 is the chronological time of the change in temperature of the borehole products in the zone of the temperature sensor installed in the upper part of the column of elevator pipes.
Во время осуществления предложенного способа производительность ЭЦН или расход скважинной жидкости в кольцевом пространстве в зоне ПЭД поддерживаются постоянной величиной путем регулирования устьевой задвижки, расположенной в верхней части колонны лифтовых труб.During the implementation of the proposed method, the performance of the ESP or the flow rate of the borehole fluid in the annular space in the SEM zone is maintained constant by adjusting the wellhead valve located in the upper part of the lift pipe string.
Для осуществления предложенного способа на скважинах с глубокой подвеской электроцентробежного насоса внутреннюю поверхность НКТ предварительно покрывают теплоизоляционным материалом. Известные сегодня составы, например жидкая керамоизоляция фирмы RE-TERM ООО «Интал» (г. Уфа) толщиной 1 мм, способна по эффективности заменить общеизвестный пенопласт толщиной в 30 мм.To implement the proposed method in wells with a deep suspension of an electric centrifugal pump, the inner surface of the tubing is preliminarily coated with a heat-insulating material. The compositions known today, for example, liquid ceramic insulation of the company RE-TERM LLC Intal (Ufa) with a thickness of 1 mm, are capable of replacing the well-known foam plastic with a thickness of 30 mm in efficiency.
Благодаря искусственной и естественной теплоизоляции НКТ (наличие АСПО) скважинная продукция после изменения своей температуры в зоне ПЭД и ЭЦН сохранит при подходе к верхнему датчику перепад температуры, пропорциональный начальному перепаду температур, зафиксированный нижним датчиком температуры.Thanks to the artificial and natural thermal insulation of the tubing (the presence of an ARPD), well products after changing their temperature in the SEM and ESP zones will maintain a temperature difference proportional to the initial temperature difference recorded by the lower temperature sensor when approaching the upper sensor.
Предложенный способ основан на известном факте нагрева скважинной продукции при ее подъеме по кольцевому пространству между обсадной колонной и погружным электродвигателем. В свою очередь степень нагрева составных частей ПЭД, в частности циркулирующего внутри электродвигателя масла и корпуса электродвигателя, зависит от величины мощности питающего электрического тока или его частоты - для переменного тока. Поэтому увеличивая величину частоты переменного тока, мы можем повышать температуру пластовой жидкости, поступающей на прием электроцентробежного насоса. Дополнительный эффект нагрева скважиной продукции образуется благодаря силе трения рабочих колес ЭЦН об основания направляющих аппаратов насоса. Добавим, что явление дополнительного нагрева жидкости в полости насоса также находится в прямой зависимости от частоты питающего электротока. Обеспечение во время измерений постоянства производительности УЭЦН способствует изменению температуры скважинной жидкости после изменения частоты питающего электротока.The proposed method is based on the well-known fact of heating the borehole products as it rises along the annular space between the casing and the submersible motor. In turn, the degree of heating of the components of the SEM, in particular the oil circulating inside the electric motor and the motor housing, depends on the power of the supplying electric current or its frequency - for alternating current. Therefore, increasing the frequency of the alternating current, we can increase the temperature of the reservoir fluid received at the reception of an electric centrifugal pump. An additional effect of well heating of the product is formed due to the friction force of the ESP impellers on the base of the pump guide vanes. We add that the phenomenon of additional heating of the liquid in the pump cavity is also directly dependent on the frequency of the supplying electric current. Ensuring during measurements the constancy of ESP performance promotes a change in the temperature of the well fluid after changing the frequency of the supplying electric current.
Проведенные измерения температуры скважиной продукции, находящейся в лифтовых трубах на выходе глубинного ЭЦН, показали, что пластовая жидкость в зоне ПЭД и ЭЦН способна разогреваться на 20°С с 25°С (температура продуктивного пласта) до 45°С (температура жидкости на выходе насоса).The temperature measurements made by the well of the product located in the elevator pipes at the outlet of the deep ESP showed that the reservoir fluid in the PED and ESP zone is able to warm up to 20 ° C from 25 ° C (reservoir temperature) to 45 ° C (fluid temperature at the pump outlet )
По изобретению предлагается обозначить (метить) скважинную жидкость с помощью такой ее характеристики, как температура. При изменении со станции управления частоты электрического тока меняется мощность ПЭД, в частности ее тепловыделяющая способность, а в сочетании с постоянством скважинного потока в зоне ПЭД это приводит к изменению температуры жидкости на выходе из электроцентробежного насоса. Это изменение фиксируется во времени датчиком температуры в нижней части колонны лифтовых труб. Благодаря наличию асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб степень теплопередачи через стенки насосно-компрессорных труб лифтовой колонны значительно снижается и через определенное время жидкость с измененной температурой доходит до устья скважины и этот момент фиксируется датчиком температуры в верхней части колонны лифтовых труб. Объем такой жидкости - с измененной температурой определяется как произведение неизменной производительности ЭЦН на время прихода жидкости с измененной температурой (меченой жидкости). Объем отложений определяется как разница между объемом колонны чистых труб и объемом меченой жидкости.According to the invention, it is proposed to designate (label) a wellbore fluid with its characteristics such as temperature. When changing the frequency of the electric current from the control station, the power of the SEM changes, in particular its heat-generating ability, and in combination with the constancy of the borehole flow in the SEM zone, this leads to a change in the temperature of the liquid at the outlet of the electric centrifugal pump. This change is recorded over time by the temperature sensor at the bottom of the lift pipe string. Due to the presence of asphalt-resin-paraffin deposits on the inner surface of the lift pipe string, the degree of heat transfer through the walls of the tubing of the lift string is significantly reduced and after a certain time the fluid with a changed temperature reaches the wellhead and this moment is detected by the temperature sensor in the top of the lift pipe string. The volume of such a liquid - with a changed temperature is defined as the product of the constant performance of the ESP at the time of arrival of the liquid with a changed temperature (labeled liquid). The volume of deposits is defined as the difference between the volume of the column of clean pipes and the volume of labeled liquid.
Схема скважинного оборудования для реализации предложенного способа приведена на рисунке, где 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб (НКТ), 3 - отложения на внутренней поверхности НКТ, 4 - погружной электродвигатель (ПЭД), 5 - электроцентробежный насос (ЭЦН), 6 - многофункциональный кабель электропитания, связи и управления, 7 - станция управления скважиной с частотным преобразователем тока, 8 - верхний датчик температуры, 9 - нижний датчик температуры, 10 - регулируемая задвижка. Кольцевое пространство между обсадной колонной и ПЭД обозначено на схеме зоной А.A diagram of the downhole equipment for implementing the proposed method is shown in the figure, where 1 is the casing of the well, 2 is the string of elevator pipes (3), 3 is deposits on the inner surface of the tubing, 4 is a submersible electric motor (PEM), 5 is an electric centrifugal pump (ESP) 6 - a multifunctional cable for power supply, communication and control, 7 - a well control station with a frequency current converter, 8 - an upper temperature sensor, 9 - a lower temperature sensor, 10 - an adjustable gate valve. The annular space between the casing and PEM is indicated in the diagram by zone A.
Способ реализуется в следующей последовательности:The method is implemented in the following sequence:
1. В скважину спускают УЭЦН с датчиками и чистой колонной лифтовых труб.1. ESPs with sensors and a clean column of elevator pipes are lowered into the well.
2. Для чистой колонны НКТ изменяют частоту электротока ПЭД и меняют температуру скважинной продукции в зоне А и в зоне нижнего датчика 9. При этом расход жидкости Q по колонне лифтовых труб поддерживают постоянной величиной с помощью изменения проходного сечения задвижки 10.2. For a clean tubing string, change the frequency of the electric current of the SEM and change the temperature of the borehole production in zone A and in the zone of the
3. С помощью датчиков температуры фиксируют время прохождения Δt по чистой колонне НКТ скважинной продукции с измененной температурой: Δt=t2-t1.3. Using temperature sensors record the transit time Δt through a clean tubing string of well products with a changed temperature: Δt = t 2 -t 1 .
4. В расчетную формулу (1) подставляют все измеренные значения и находят коэффициент κ по формуле (2) с учетом того, что параметр Vотл=04. In the calculation formula (1), substitute all the measured values and find the coefficient κ by the formula (2), taking into account that the parameter V ex = 0
5. С течением времени при возникновении подозрения на образование АСПО в НКТ скважины или в плановом порядке проводят оценку объема отложений по формуле (1), повторив пункты 2 и 3 (смотри выше) для НКТ с отложениями и использую уже известный эмпирический коэффициент к.5. Over time, if there is a suspicion of the formation of paraffin deposits in the tubing of the well or in a planned manner, the sediment volume is estimated using formula (1), repeating
В данном способе определения объема отложений в колонне лифтовых труб предложено заполнять лифтовые трубы меченой жидкостью, в качестве индикатора такой жидкости выбрана ее температура. Изменение температуры скважинной жидкости достигается работой ПЭД в том или ином режиме, но с постоянной производительностью. Также предложено по изобретению для скважин с большой длиной лифтовых труб использовать трубы с внутренней теплоизоляцией. На наш взгляд предложенные технические мероприятия обладают новизной, а в совокупности существенно отличаются от известных технических и технологических решений.In this method for determining the volume of deposits in a column of elevator pipes, it is proposed to fill the elevator pipes with labeled liquid, its temperature is chosen as an indicator of such a liquid. Changing the temperature of the well fluid is achieved by the operation of the SEM in one mode or another, but with constant performance. It is also proposed according to the invention for wells with a long length of elevator pipes to use pipes with internal thermal insulation. In our opinion, the proposed technical measures are novel, and in the aggregate they significantly differ from the well-known technical and technological solutions.
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015153541A RU2610945C1 (en) | 2015-12-10 | 2015-12-10 | Method of determination of deposit volume in well flow column |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015153541A RU2610945C1 (en) | 2015-12-10 | 2015-12-10 | Method of determination of deposit volume in well flow column |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610945C1 true RU2610945C1 (en) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458757
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015153541A RU2610945C1 (en) | 2015-12-10 | 2015-12-10 | Method of determination of deposit volume in well flow column |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610945C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109826823A (en) * | 2018-09-19 | 2019-05-31 | 江苏新格灌排设备有限公司 | A kind of positioning protection device of immersible pump |
| RU2703552C1 (en) * | 2019-02-28 | 2019-10-21 | Ильдар Зафирович Денисламов | Diagnostics method of darp location in well |
| RU2760283C1 (en) * | 2021-02-12 | 2021-11-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for estimating the volume of sediments in a pipeline |
| RU2795012C1 (en) * | 2022-04-12 | 2023-04-27 | Павел Юрьевич Илюшин | Method for monitoring the thickness of formation of asphaltene-resin-paraffin deposits in a working well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU643632A1 (en) * | 1977-12-01 | 1979-01-25 | Азербайджанский политехнический институт им.Ч.Ильдрыма | Method of determining deposits in well pipe column |
| US20080137711A1 (en) * | 2003-06-13 | 2008-06-12 | Gleitman Daniel D | Fiber Optic Sensing Systems and Methods |
| RU2381359C1 (en) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for measurement of disposal amount in production well tubing string |
| RU2457324C1 (en) * | 2011-01-31 | 2012-07-27 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of evaluation of deposit volume in well flow column |
| US20140182843A1 (en) * | 2003-04-24 | 2014-07-03 | Shell Oil Company | Thermal processes for subsurface formations |
-
2015
- 2015-12-10 RU RU2015153541A patent/RU2610945C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU643632A1 (en) * | 1977-12-01 | 1979-01-25 | Азербайджанский политехнический институт им.Ч.Ильдрыма | Method of determining deposits in well pipe column |
| US20140182843A1 (en) * | 2003-04-24 | 2014-07-03 | Shell Oil Company | Thermal processes for subsurface formations |
| US20080137711A1 (en) * | 2003-06-13 | 2008-06-12 | Gleitman Daniel D | Fiber Optic Sensing Systems and Methods |
| RU2381359C1 (en) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for measurement of disposal amount in production well tubing string |
| RU2457324C1 (en) * | 2011-01-31 | 2012-07-27 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of evaluation of deposit volume in well flow column |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109826823A (en) * | 2018-09-19 | 2019-05-31 | 江苏新格灌排设备有限公司 | A kind of positioning protection device of immersible pump |
| RU2703552C1 (en) * | 2019-02-28 | 2019-10-21 | Ильдар Зафирович Денисламов | Diagnostics method of darp location in well |
| RU2760283C1 (en) * | 2021-02-12 | 2021-11-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for estimating the volume of sediments in a pipeline |
| RU2795012C1 (en) * | 2022-04-12 | 2023-04-27 | Павел Юрьевич Илюшин | Method for monitoring the thickness of formation of asphaltene-resin-paraffin deposits in a working well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9470076B2 (en) | Systems and methods for production of gas wells | |
| US7246662B2 (en) | Systems and methods for controlling flow control devices | |
| CA2776579C (en) | System and method for sensing a liquid level | |
| RU2610941C1 (en) | Evaluation method of production watering in oil-producing well | |
| RU2610945C1 (en) | Method of determination of deposit volume in well flow column | |
| Hernandez et al. | Improvements in single-phase paraffin deposition modeling | |
| CA2903330C (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
| GB2522813B (en) | Apparatus and method for determination of formation bubble point in downhole tool | |
| RU2559975C1 (en) | Heating method of well bottom hole area and device for its implementation | |
| US20160265325A1 (en) | Downhole induction heater for oil and gas wells | |
| US9909402B2 (en) | System, apparatus and method for producing a well | |
| Vynnykov et al. | Use of thermal and magnetic devices for prevention of asphaltene, resin, and wax deposits on oil equipment surfaces | |
| RU2674351C1 (en) | Method for estimating the water cut of well oil | |
| CA3135223A1 (en) | Method to use a buoyant body to measure two-phase flow in horizontal wells | |
| WO2016009220A2 (en) | A hydrocarbon heating system | |
| CA2642589A1 (en) | Method for formation permeability profile determination | |
| RU2381359C1 (en) | Method for measurement of disposal amount in production well tubing string | |
| Chava et al. | Plunger-lift modeling toward efficient liquid unloading in gas wells | |
| RU2610948C1 (en) | Method of determination of deposit volume in tubing string | |
| Xu et al. | A semi-analytical solution to the transient temperature behavior along the wellbore and its applications in production management | |
| US20120089335A1 (en) | Fluid pressure-viscosity analyzer for downhole fluid sampling pressure drop rate setting | |
| RU2703552C1 (en) | Diagnostics method of darp location in well | |
| Ramos et al. | Producing extra-heavy oil from the orinoco belt, Cerro Negro area, Venezuela, using bottom-drive progressive cavity pumps | |
| DK201370421A1 (en) | Method of determining well productivity along a section of a wellbore | |
| Lopez et al. | ESP Optimization in an Extra Heavy Oilfield: A Case Study in Colombian Llanos Basin |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171211 |