RU2652220C1 - Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units - Google Patents

Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units Download PDF

Info

Publication number
RU2652220C1
RU2652220C1 RU2017122779A RU2017122779A RU2652220C1 RU 2652220 C1 RU2652220 C1 RU 2652220C1 RU 2017122779 A RU2017122779 A RU 2017122779A RU 2017122779 A RU2017122779 A RU 2017122779A RU 2652220 C1 RU2652220 C1 RU 2652220C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
actual
flow
pump
pressure
determining
Prior art date
Application number
RU2017122779A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марина Петровна Пещеренко
Сергей Николаевич Пещеренко
Александр Павлович Лысюк
Original Assignee
Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество "Новомет-Пермь" filed Critical Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority to RU2017122779A priority Critical patent/RU2652220C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2652220C1 publication Critical patent/RU2652220C1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas business, in particular to methods of the wells production rate determining equipped with immersion installations of electric centrifugal pumps with a control station. Method includes building of the used pump actual flow-rate characteristics, taking into account of the pumped gas-liquid mixture actual density and viscosity, the actual pump rotor speed, calculation of the actual head and determining of the pump supply equal to the well flow rate by the flow-rate characteristic. Actual flow-rate characteristics are obtained by their measuring on a number of model liquids of different viscosities for a discrete set of rotor rotational speeds and interpolation to these characteristics intermediate values using the artificial intelligence technologies. Interpolation is carried out in the space of dimensionless variables Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), where Q is the supply, n is the shaft speed, v is the viscosity, H is the head, D is the impeller diameter, g is the acceleration of gravity.
EFFECT: technical result consists in increasing in the equipped with pumping units wells flow rates determining accuracy.
1 cl

Description

Изобретение относится к нефтегазовому делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов со станцией управления.The invention relates to the oil and gas business, in particular to methods for determining the flow rate of wells equipped with submersible electric submersible pumps with a control station.

Известен способ определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в котором дебит скважины считается равным подаче насоса, при этом подача насоса определяется по дифференциальному перепаду давления на штуцере, установленном на выкидной линии, 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].A known method of determining the flow rate of wells equipped with electric centrifugal pump installations, in which the flow rate of the well is considered equal to the pump flow, the pump flow is determined by the differential pressure drop on the nozzle installed on the flow line, the density of the pumped liquid and the cross-sectional area of the nozzle [Ivanovsky V.N. . Fundamentals of the creation and operation of hardware and software systems for the selection and diagnosis of downhole pumping units for oil production. RNTZh "Oilfield business", No. 5, 2000].

Недостатком указанного способа являются постоянно меняющиеся значения коэффициента расхода жидкости через штуцер и плотности жидкости (обусловленные изменением обводненности и содержания газа в нефти). Кроме того, замеры происходят на поверхности, что способствует накоплению ошибки из-за отличия скважинных условий от поверхностных.The disadvantage of this method is the constantly changing values of the coefficient of fluid flow through the nozzle and the density of the liquid (due to changes in water cut and gas content in oil). In addition, measurements take place on the surface, which contributes to the accumulation of errors due to the difference between the well conditions and the surface.

Известен также способ определения дебита скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, 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. 20.09.1995].There is also a method of determining the flow rate of a well equipped with an electric centrifugal pump installation, which includes measuring the power consumption of the pump drive electric motor, pressure at the pump intake, power losses in the cable and constructing energy characteristics for different pump capacities by which the flow rate of the well is determined [SU 1820668, publ. September 20, 1995].

Недостатком такого 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.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the flow rate of a well, due to the fact that the power determines the amount of fluid at the pump inlet (bottom hole), which differs from the amount of fluid at the wellhead — the flow rate of the well due to the compressibility of the fluid mixture consisting of oil and water and gas, and a large difference in pressure and temperature at the pump inlet and wellhead, in addition, with a slight effect of the pump supply on its power, different values may correspond to the same power value Feed rate.

Наиболее близким техническим решением, принятым авторами за прототип, является способ определения дебита скважин, в котором дебит скважины считают равным подаче насоса и рассчитывают путем снятия характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определения плотности жидкостной смеси, определения фактического напора насоса, построения расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построения расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определения подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению [Патент RU 2581180 С1, опубл. 20.04.2016].The closest technical solution adopted by the authors for the prototype is a method for determining the flow rate of wells, in which the flow rate of the wells is considered equal to the pump flow rate and is calculated by taking the flow rate - the pressure of the borehole pump, energy characteristics, power and efficiency - flow rate on the liquid - water, determining the density of the liquid mixtures, determining the actual pressure of the pump, constructing the calculated characteristics of the flow - pressure on the liquid mixture, constructing the calculated energy characteristics and calculated the characteristics of the determination of the pump flow - well flow rate corresponding to the actual head and actual energy consumption [Patent RU 2581180 C1, publ. 04/20/2016].

Недостатком указанного способа является низкая точность определения дебита, связанная с постоянным пересчетом параметров с характеристик насоса, полученных на воде, на реальную жидкость, что дает лишь приближенную модель реальных скважинных условий; использованием большого количества параметров для расчета, которые могут быть известны не на каждой скважине и также имеют свою погрешность измерения, которая суммарно отражается на точности результата работы алгоритма. Кроме того, пересчет характеристики насоса с паспортной на реальную происходит в несколько этапов, что чревато появлением и накапливанием бесконтрольной ошибки на каждом из них.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the flow rate associated with the constant conversion of the parameters from the characteristics of the pump obtained on the water to a real fluid, which gives only an approximate model of real well conditions; using a large number of parameters for calculation, which may not be known at each well and also have their own measurement error, which in total affects the accuracy of the result of the algorithm. In addition, the conversion of the pump characteristics from the passport to the real one takes place in several stages, which is fraught with the appearance and accumulation of uncontrolled errors on each of them.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками с помощью методики, предполагающей минимальный набор входных данных, известных на подавляющем большинстве скважин.The technical result of the invention is to improve the accuracy of determining the flow rate of wells equipped with pumping units using a technique involving a minimum set of input data known in the vast majority of wells.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающем построение напорно-расходной характеристики используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактической частоты вращения ротора насоса, вычисление фактического напора и определение дебита по расчетной напорно-расходной характеристике, согласно изобретению для повышения точности определения подачи насоса используют его фактические напорно-расходные характеристики, полученные путем их измерения на ряде модельных жидкостей различной вязкости для дискретного набора частот вращения ротора и интерполяции на промежуточные значения параметров с помощью технологий искусственного интеллекта, причем интерполяцию осуществляют в трехмерном пространстве безразмерных переменных Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), где Q - подача, n - частота вращения вала, v - вязкость, Н - напор, D - диаметр рабочего колеса, g - ускорение свободного падения.The technical result is achieved by the fact that in the method for determining the flow rate of wells equipped with pumping units, including the construction of the pressure-flow characteristics of the pump used, taking into account the actual density and viscosity of the pumped gas-liquid mixture, the actual rotational speed of the pump rotor, calculating the actual pressure and determining the flow rate from the calculated pressure head -consumption characteristic, according to the invention, to increase the accuracy of determining the pump flow, its actual pressure flow characteristics obtained by measuring them on a number of model fluids of various viscosities for a discrete set of rotor rotational frequencies and interpolation to intermediate parameter values using artificial intelligence technologies, the interpolation being carried out in three-dimensional space of dimensionless variables Q / (n D 3 ), v / ( n D 2 ), gH / (n 2 D 2 ), where Q is the feed, n is the shaft speed, v is the viscosity, H is the head, D is the impeller diameter, g is the gravity acceleration.

Предлагаемый способ состоит из следующих этапов.The proposed method consists of the following steps.

На подготовительном этапе выполняют измерения напорно-расходных характеристик насоса на ряде модельных жидкостей различной вязкости. Вязкости выбирают таким образом, чтобы перекрыть диапазон вязкостей скважинных жидкостей, например от 1 до 1000 сСт. Для выбранной рабочей жидкости вязкость регулируют температурой с постепенным изменением ее с заданным шагом. На каждом значении вязкости производится варьирование частот вращения ротора (например, в диапазоне частот вращения от 2000 до 6000 об/мин с шагом 1000 об/мин), создавая тем самым базу фактических характеристик конкретной ступени насоса в заданных диапазонах изменения значимых параметров. Для исчерпывающего описания дискретный набор характеристик следует объединить в единую функцию, т.е. построить аппроксимирующую гиперповерхность в пространстве пяти переменных (Н, Q, v, n, D). Такая задача является сложной, упрощение ее достигается переходом к безразмерным комбинациям, позволяющим уменьшить число аргументов искомой функции и тем самым облегчить и уточнить ее нахождение, вычисление, определение из опыта. Из имеющихся переменных составляют следующие безразмерные комбинации: Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), первая из них является аналогом безразмерной подачи, вторая - безразмерной вязкости, третья - безразмерного напора.At the preparatory stage, the pressure and flow characteristics of the pump are measured on a number of model liquids of various viscosities. Viscosities are chosen so as to cover the range of viscosities of well fluids, for example, from 1 to 1000 cSt. For the selected working fluid, the viscosity is controlled by temperature with its gradual change with a given step. At each viscosity value, the rotor speed is varied (for example, in the range of rotational frequencies from 2000 to 6000 rpm with a step of 1000 rpm), thereby creating a base of actual characteristics of a particular pump stage in the specified ranges of significant parameters. For a comprehensive description, a discrete set of characteristics should be combined into a single function, i.e. to construct an approximating hypersurface in the space of five variables (H, Q, v, n, D). Such a task is complex, its simplification is achieved by the transition to dimensionless combinations, which allows one to reduce the number of arguments of the desired function and thereby facilitate and clarify its finding, calculation, and determination from experience. Of the available variables, the following dimensionless combinations are made up: Q / (n D 3 ), v / (n D 2 ), gH / (n 2 D 2 ), the first of them is an analog of dimensionless feed, the second is dimensionless viscosity, the third is dimensionless pressure .

Далее, для получения промежуточных значений между совокупностью снятых на стенде экспериментальных точек используют технологию обучаемой нейросети. Для этого перестраивают измеренные напорно-расходные характеристики в 3-х мерном пространстве безразмерных напора, подачи, вязкости и используют их для обучения трехслойной нейросети, состоящей из входного, скрытого и выходного слоев. На входном слое нейросети задаются безразмерные нормированные напор и вязкость, на выходном - безразмерная подача. В результате обучения получают численные значения весовых коэффициентов, определяющих универсальную зависимость выходного параметра (безразмерной подачи) от входных параметров (безразмерных напора, вязкости). Дальнейшее варьирование входных параметров с любым сколь угодно мелким шагом и вычисление соответствующего выходного параметра позволяет получить непрерывную гладкую зависимость в пространстве безразмерных характеристик. Таким образом, разрозненные напорно-расходные характеристики конкретного насоса, измеренные для различных вязкостей перекачиваемой жидкости на разных частотах вращения вала становится возможным объединить в универсальную зависимость безразмерной подачи от безразмерного напора и безразмерной вязкости.Further, to obtain intermediate values between the set of experimental points taken at the test bench, the technology of the trained neural network is used. To do this, reconstruct the measured pressure-flow characteristics in a 3-dimensional space of dimensionless pressure, supply, viscosity and use them to train a three-layer neural network consisting of input, hidden and output layers. The dimensionless normalized pressure and viscosity are set on the input layer of the neural network, and the dimensionless supply on the output layer. As a result of training, numerical values of weight coefficients are obtained that determine the universal dependence of the output parameter (dimensionless feed) on the input parameters (dimensionless pressure, viscosity). Further variation of the input parameters with any arbitrarily small step and calculation of the corresponding output parameter allows us to obtain a continuous smooth dependence in the space of dimensionless characteristics. Thus, the scattered pressure and flow characteristics of a particular pump, measured for different viscosities of the pumped fluid at different shaft speeds, it becomes possible to combine into a universal dependence of the dimensionless supply on the dimensionless pressure and dimensionless viscosity.

На втором этапе формируют базу данных насосов, задавая фактические напорно-расходные характеристики с помощью весовых коэффициентов по каждому из насосов. Далее база данных и программный код, вычисляющий подачу по известным напору, вязкости, частоте вращения вала, внедряются в программное обеспечение станции управления с функцией определения подачи. Для определения напора используют один из двух методов. При наличии датчиков давления на приеме и выкиде насоса осуществляют прямой замер напора. При отсутствии датчика давления на выкиде насоса замеряют буферное давление, используют существующие методики для расчета перепада давления в трубе НКТ по известным характеристикам скважинной жидкости (давление насыщения, объемный коэффициент нефти, обводненность жидкости, плотность нефти и др.) и вычисляют полный напор насоса как разницу между буферным давлением и потерями давления в трубе НКТ.At the second stage, a database of pumps is formed, setting the actual pressure-flow characteristics using weight factors for each pump. Further, the database and program code that calculates the feed according to the known pressure, viscosity, shaft speed are implemented in the control station software with the feed detection function. To determine the pressure, one of two methods is used. If there are pressure sensors at the inlet and outlet of the pump, a direct pressure measurement is carried out. If there is no pressure sensor on the pump side, the buffer pressure is measured, existing methods are used to calculate the pressure drop in the tubing according to well-known characteristics of the well fluid (saturation pressure, volumetric oil coefficient, water cut, oil density, etc.) and the total pump head is calculated as the difference between buffer pressure and pressure loss in the tubing pipe.

На последнем этапе при эксплуатации насосной установки, оборудованной станцией управления с функцией определения подачи, задают/считывают исходные данные (фактический напор, вязкость, частота вращения вала, габарит насоса), запускают в автоматическом режиме алгоритм определения подачи для заданного насоса и получают рассчитанное с минимальной погрешностью значение фактической подачи, выводимое на экран станции управления.At the last stage, when operating a pump installation equipped with a control station with a function for determining the flow rate, initial data are set / read (actual pressure, viscosity, shaft speed, pump dimension), the flow detection algorithm for the given pump is started in automatic mode, and the calculation is obtained with the minimum the value of the actual feed displayed on the screen of the control station.

Claims (1)

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий построение напорно-расходной характеристики используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактической частоты вращения ротора насоса, вычисление фактического напора и определение дебита по расчетной напорно-расходной характеристике, отличающийся тем, что используют фактические напорно-расходные характеристики, полученные путем их измерения на ряде модельных жидкостей различной вязкости для дискретного набора частот вращения ротора и интерполяции на промежуточные значения этих характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта, причем интерполяцию осуществляют в пространстве безразмерных переменных Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), где Q - подача, n - частота вращения вала, v - вязкость, Н - напор, D - диаметр рабочего колеса, g - ускорение свободного падения.The method of determining the flow rate of wells equipped with pumping units, including the construction of the pressure-flow characteristics of the pump used, taking into account the actual density and viscosity of the pumped gas-liquid mixture, the actual rotational speed of the pump rotor, calculating the actual pressure and determining the flow rate from the calculated pressure-flow characteristic, characterized in that use the actual pressure-flow characteristics obtained by measuring them on a number of model fluids of various viscosities for the disk etnogo set of rotor speeds and interpolation of intermediate values of these characteristics by means of artificial intelligence technology, wherein the interpolation is performed in the space Q / (n D 3) dimensionless variables, v / (n D 2), gH / (n 2 D 2), where Q is the feed, n is the shaft rotation frequency, v is the viscosity, H is the pressure, D is the impeller diameter, g is the gravity acceleration.
RU2017122779A 2017-06-27 2017-06-27 Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units RU2652220C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017122779A RU2652220C1 (en) 2017-06-27 2017-06-27 Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017122779A RU2652220C1 (en) 2017-06-27 2017-06-27 Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2652220C1 true RU2652220C1 (en) 2018-04-25

Family

ID=62045374

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017122779A RU2652220C1 (en) 2017-06-27 2017-06-27 Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2652220C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2756138C1 (en) * 2020-11-06 2021-09-28 Общество С Ограниченной Ответственностью "Озна-Диджитал Солюшнс" Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells
CN114222863A (en) * 2019-09-25 2022-03-22 哈里伯顿能源服务公司 Method of calculating viscous performance of a pump based on its aqueous performance characteristics and new dimensionless parameters for controlling and monitoring viscosity, flow and pressure
CN114321727A (en) * 2020-09-29 2022-04-12 宝山钢铁股份有限公司 Transport process for transporting chemical fluids using long distance pipelines

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1820668A1 (en) * 1988-04-27 1995-09-20 Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна Method for determination of production rate of well provided with bottom-hole oil pump
RU2119148C1 (en) * 1996-03-05 1998-09-20 Владимир Оскарович Кричке Method for measuring the mass flow rate and density of liquid delivered by centrifugal electric pump
WO2008131218A2 (en) * 2007-04-19 2008-10-30 Baker Hughes Incorporated System and method for crossflow detection and intervention in production wellbores
RU2395723C1 (en) * 2009-05-15 2010-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of operating pump unit in injection of fluid into formation
RU2575785C2 (en) * 2013-09-10 2016-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") Determination of flow rate of wells equipped with pump plants
RU2581180C1 (en) * 2015-07-15 2016-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2602774C1 (en) * 2015-08-04 2016-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" System for monitoring operation of submersible pump equipment

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1820668A1 (en) * 1988-04-27 1995-09-20 Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна Method for determination of production rate of well provided with bottom-hole oil pump
RU2119148C1 (en) * 1996-03-05 1998-09-20 Владимир Оскарович Кричке Method for measuring the mass flow rate and density of liquid delivered by centrifugal electric pump
WO2008131218A2 (en) * 2007-04-19 2008-10-30 Baker Hughes Incorporated System and method for crossflow detection and intervention in production wellbores
RU2395723C1 (en) * 2009-05-15 2010-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of operating pump unit in injection of fluid into formation
RU2575785C2 (en) * 2013-09-10 2016-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") Determination of flow rate of wells equipped with pump plants
RU2581180C1 (en) * 2015-07-15 2016-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2602774C1 (en) * 2015-08-04 2016-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" System for monitoring operation of submersible pump equipment

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114222863A (en) * 2019-09-25 2022-03-22 哈里伯顿能源服务公司 Method of calculating viscous performance of a pump based on its aqueous performance characteristics and new dimensionless parameters for controlling and monitoring viscosity, flow and pressure
CN114321727A (en) * 2020-09-29 2022-04-12 宝山钢铁股份有限公司 Transport process for transporting chemical fluids using long distance pipelines
RU2756138C1 (en) * 2020-11-06 2021-09-28 Общество С Ограниченной Ответственностью "Озна-Диджитал Солюшнс" Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2652220C1 (en) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
US8757255B2 (en) Hydrocarbons production installation and method
CA2555170A1 (en) System and method for optimizing production in a artificially lifted well
WO2008154584A1 (en) Multi-phase flow meter for electrical submersible pumps using artificial neural networks
RU2581180C1 (en) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
CN106761680B (en) A kind of judgment method of chemical viscosity reduction auxiliary threaded rod pump lifting heavy oil process
Amaral et al. On the influence of viscosity on ESP performance
CN107939378B (en) Method for acquiring working fluid level of ground drive screw pump well in real time
US20190094055A1 (en) Determining flow rates of multiphase fluids
CN104153982A (en) Method and device for acquiring characteristic curve of rod-pumped well underground system
US20220098971A1 (en) System and Method for Determining Pump Intake Pressure or Reservoir Pressure in an Oil and Gas Well
JP2009288231A (en) Pump flow measuring device
RU2652219C1 (en) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2720848C1 (en) Method for development of oil deposit with inter-formation flows
US11340103B2 (en) Method of calculating viscous performance of a pump from its water performance characteristics and new dimensionless parameter for controlling and monitoring viscosity, flow and pressure
Topolnikov et al. To the question of modeling processes in oil-producing a well during short periodic operation by electric centrifugal pump installations
Biazussi et al. Experimental study and modeling of heating effect in electrical submersible pump operating with ultra-heavy oil
RU2645196C1 (en) Oil well deep pump equipment operation method
Muravyova et al. Application of bottom hole pressure calculation method for the management of oil producing well
EA201800428A1 (en) METHOD FOR DETERMINING THE PROFILE OF THE INFLOW OF THE PRODUCING WELL AND THE HYDRODYNAMIC CHARACTERISTICS OF PRODUCTIVE LAYERS
RU2724728C1 (en) Method of selecting optimal mode of oil well operation
RU2659445C1 (en) Method of investigation of oil producing well
Panevnyk The study on the influence of the injected flow swirling on the characteristics of the jet pump
Parlak et al. Design of a mini double-discharge centrifugal pump under multiphase flow by CFD and experimental verification
CN115708102A (en) Novel pump port inflow dynamic analysis method