RU2667183C1 - Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump - Google Patents
Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667183C1 RU2667183C1 RU2017121944A RU2017121944A RU2667183C1 RU 2667183 C1 RU2667183 C1 RU 2667183C1 RU 2017121944 A RU2017121944 A RU 2017121944A RU 2017121944 A RU2017121944 A RU 2017121944A RU 2667183 C1 RU2667183 C1 RU 2667183C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- free gas
- pressure
- gas
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 2
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 8
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N7/00—Analysing materials by measuring the pressure or volume of a gas or vapour
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности на нефтяных месторождениях при скважинной добыче нефти. Предлагаемая к рассмотрению технология предусматривает организацию контроля содержания свободного газа в скважинной жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса.The invention is intended for use in the oil industry in oil fields during downhole oil production. The technology proposed for consideration provides for the organization of control of the content of free gas in the borehole fluid received at the reception of a deep electric centrifugal pump.
Содержание свободного газа в поступающей жидкости на прием глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) не должно превышать определенной величины. Для многих конструкций ЭЦН величина рассматриваемого параметра не должна превышать 25% или в долях - не более 0,25. Напомним, что под этим параметром подразумевается отношение объема свободного газа к объему газожидкостного состава. При превышении содержания свободного газа (ССГ) критической величины происходит нестабильная работа глубинной насосной установки вплоть до срыва подачи жидкости до устья скважины (источник: стр. 301 книги Кабиров М.М., Гафаров Ш.А. Скважинная добыча нефти: учебник. - СПб.: «Недра», 2010. - 416 с.).The content of free gas in the incoming liquid to the reception of a deep electric centrifugal pump (ESP) should not exceed a certain value. For many ESP designs, the value of the considered parameter should not exceed 25% or in fractions - not more than 0.25. Recall that this parameter refers to the ratio of the volume of free gas to the volume of gas-liquid composition. When exceeding the critical gas content (CGS) of a critical value, unstable operation of the downhole pumping unit occurs until the fluid supply is cut off to the wellhead (source: p. 301 of the book MM Kabirov, Sh.A. Gafarov. Borehole oil production: a textbook. - St. Petersburg .: "Nedra", 2010. - 416 p.).
Постоянный мониторинг этого параметра на приеме глубинного насоса дает возможность оперативно снижать производительность ЭЦН путем изменения частоты вращения вала и рабочих колес погружного электродвигателя (ПЭД). Снижение производительности насоса ведет к росту давления на приеме насоса и снижению величины ССГ. Необходимое измерение содержания свободного газа на приеме насоса на скважинах не ведется по техническим причинам - отсутствует методика и техника измерений.Constant monitoring of this parameter at the intake of the downhole pump makes it possible to quickly reduce the performance of the ESP by changing the speed of the shaft and impellers of a submersible electric motor (SEM). A decrease in pump performance leads to an increase in pressure at the intake of the pump and a decrease in the value of CVG. The necessary measurement of the free gas content at the pump intake in the wells is not carried out for technical reasons - there is no measurement procedure and technique.
Известно изобретение №2521091 по патенту РФ «Способ определения давления насыщения нефти газом» (опубл. 27.06.2014), по которому определяют давление насыщения нефти газом (Рнас) путем изменения давления на приеме глубинного ЭЦН с помощью частотного регулятора тока, питающего ПЭД насоса. В результате исследования работы насоса на нескольких режимах (на нескольких частотах тока) получают график зависимости плотности газожидкостного состава (ГЖС) в межтрубном пространстве от давления на приеме насоса, по которому и определяют параметр Рнас. По изобретению нет возможности определить содержание свободного газа на приеме насоса.Known invention No. 2521091 according to the patent of the Russian Federation “Method for determining the pressure of saturation of oil with gas” (publ. 06/27/2014), which determines the pressure of saturation of oil with gas (P us ) by changing the pressure at the receiving deep ESP using a frequency current regulator that feeds the PED pump . As a result of studying the operation of the pump in several modes (at several current frequencies), a graph of the dependence of the density of the gas-liquid composition (GHS) in the annulus on the pressure at the pump inlet is obtained, which determines the parameter P us . According to the invention, it is not possible to determine the free gas content at the pump intake.
Многие нефтяные компании страны находят содержание свободного газа в жидкости, транспортируемой по трубопроводам системы нефтесбора по методике, описанной в книге Персиянцева М.Н. «Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях». - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 283 (методика описана на стр.148-153). Методика предусматривает перевод трубопроводной жидкости небольшого объема в устройство УОСГ-100М, которое, по сути, является камерой переменного объема, снабженное техническим высокоточным манометром. Данное устройство и методика неприменимы для определения ССГ на приеме глубинного насоса, так как измерительный прибор не адаптирован к скважинным условиям и не приспособлен к работе без участия человека.Many oil companies in the country find the content of free gas in the fluid transported through the pipelines of the oil recovery system according to the method described in the book of Persiyantsev M.N. "Improving the processes of oil and gas separation in field conditions." - M.: Nedra-Business Center LLC, 1999. - 283 (the methodology is described on pages 144-153). The methodology involves the transfer of a small volume of pipeline fluid into the UOSG-100M device, which, in fact, is a variable-volume camera equipped with a high-precision technical manometer. This device and methodology are not applicable for the determination of SSG at the reception of a deep pump, since the measuring device is not adapted to the well conditions and is not adapted to work without human intervention.
Скважинная продукция на приеме глубинного насоса состоит из трех основных компонент: нефти, воды и газа. Последняя компонента в зависимости от давления находится либо в растворенном в нефти состоянии, либо частично или полностью - в свободном, то есть газообразном состоянии. Отношение объема выделившегося из пластовой нефти газа к объему этой нефти при снижении давления до атмосферного называют газовым фактором нефти. Этот параметр для большинства нефтяных месторождений России находится в пределах 10-100 м3/м3. Даже при минимальной величине газового фактора из одного кубометра нефти может выделиться 10 и более кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ). В то время как опасными для работы глубинного ЭЦН являются всего лишь выделившиеся 250-300 л из 1 м3 нефти. Выделение из нефти столь малого количества газа меняет незначительно свойства нефти. Поэтому плотность нефти при совершенно малой дегазации будет изменена незначительно. Информация по плотности пластовой нефти в зависимости от степени ее дегазации может быть получена в лабораторных условиях при исследовании глубинных проб пластовой нефти. Плотность второй составляющей - воды остается величиной практически постоянной ввиду относительно малой растворимости газов в воде в сравнении с нефтью. Плотность третьей составляющей ГЖС на приеме насоса - собственно плотность свободного газа зависит от давления по закону Менделеева-Клапейрона. Эта зависимость носит прямолинейный характер - чем выше давление среды, тем выше плотность газа.Well production at the reception of a deep pump consists of three main components: oil, water and gas. The last component, depending on the pressure, is either in a state dissolved in oil, or partially or completely in a free, that is, gaseous, state. The ratio of the volume of gas released from reservoir oil to the volume of this oil when the pressure is reduced to atmospheric is called the gas factor of oil. This parameter for most oil fields in Russia is in the range of 10-100 m 3 / m 3 . Even with a minimum value of the gas factor, 10 or more cubic meters of associated petroleum gas (APG) can be released from one cubic meter of oil. At the same time, only 250-300 liters of 1 m 3 of oil that stand out are dangerous for the operation of the deep ESP. The isolation of such a small amount of gas from oil slightly changes the properties of the oil. Therefore, the density of oil with very little degassing will be changed slightly. Information on the density of reservoir oil, depending on the degree of its degassing, can be obtained in laboratory conditions when studying deep samples of reservoir oil. The density of the second component, water, remains almost constant due to the relatively low solubility of gases in water compared to oil. The density of the third component of the GHS at the pump intake - the density of the free gas itself depends on the pressure according to the periodic law of Clapeyron. This dependence is straightforward - the higher the pressure of the medium, the higher the density of the gas.
Технической задачей по изобретению является разработка способа нахождения содержания свободного газа в потоке скважинной продукции, поступающей на прием электроцентробежного насоса, на основе оперативной информации о плотностях нефти, свободного газа и воды, находящихся в этом ГЖС.An object of the invention is to develop a method for finding the content of free gas in the flow of well products received by an electric centrifugal pump, based on operational information about the densities of oil, free gas and water contained in this GHS.
В качестве прототипа по решению этой технической задачи выбрано изобретение по патенту РФ №2610941 «Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины» (опубл. 25.01.2017, бюл. 3). По данному изобретению обводненность скважинной продукции находится с помощью двух датчиков давления при условии отсутствия свободного газа в жидкостном потоке скважины. Способ неприменим для оценки ССГ, но при наличии свободного газа в скважинном потоке жидкости плотность такого состава и создаваемое им гидростатическое давление определенным образом снижаются, и этот факт можно использовать для количественной диагностики свободного газа в скважинной продукции.As a prototype for solving this technical problem, the invention was selected according to the patent of the Russian Federation No. 2610941 "Method for assessing the water cut of oil production wells" (publ. 01.25.2017, bull. 3). According to this invention, the water cut of the well products is found using two pressure sensors, provided that there is no free gas in the well fluid stream. The method is not applicable for the estimation of GHS, but in the presence of free gas in the borehole fluid flow, the density of such a composition and the hydrostatic pressure created by it decrease in a certain way, and this fact can be used for the quantitative diagnosis of free gas in borehole production.
Техническая задача по заявляемому изобретению решается тем, что по способу оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, который заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции, необходимо под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны скважины установить два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по формуле:The technical problem of the claimed invention is solved in that according to the method for estimating the free gas content at the well pump intake, which consists in measuring the free gas volume in the gas-liquid volume of the well product, it is necessary to install two pressure sensors on the fixed under the submersible electric motor of the deep electric centrifugal pump inside the well casing vertical distance from each other, which with a given frequency transmit pressure information to the control station controller working well, located on the surface of the earth, and the content of free gas is determined by the formula:
где ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;where SSG is the free gas content, fractions of a unit;
Р2 - давление в скважине по нижнему датчику, атм;P 2 - pressure in the well at the lower sensor, atm;
P1 - давление в скважине по верхнему датчику, атм;P 1 - pressure in the well by the upper sensor, atm;
ρэм - плотность водонефтяной эмульсии с растворенным или окклюдированным газом при среднем давлении (P1+Р2)/2, кг/м3;ρ em - the density of the oil-water emulsion with dissolved or occluded gas at an average pressure (P 1 + P 2 ) / 2, kg / m 3 ;
ρг - плотность свободного газа при среднем давлении (P1+Р2)/2, кг/м3;ρ g - density of free gas at medium pressure (P 1 + P 2 ) / 2, kg / m 3 ;
Н - расстояние по вертикали между двумя датчиками давления, м;H is the vertical distance between the two pressure sensors, m;
hг - общая высота свободного газа между двумя датчиками давления, м;h g - total free gas height between two pressure sensors, m;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
Параметры ρэм и ρг определяются по результатам ступенчатого разгазирования пластовой продукции после отбора глубинной пробы. Допустимо также применение расчетных методов определения этих параметров.The parameters ρ em and ρ g are determined by the results of stepwise degassing of the stratum products after taking a deep sample. It is also acceptable to use calculation methods for determining these parameters.
При выводе формулы (1) использованы следующие положения.When deriving formula (1), the following provisions were used.
Как и в прототипе распишем составные части гидростатического давления, создаваемого цилиндрическим столбом жидкости и газа между двумя датчиками давления на расстоянии Н друг от друга. Считаем, что скорость движения скважинной продукции так мала, что потери давления на трение пренебрежительно малы. Разность давлений между датчиками выразим как:As in the prototype, we will describe the components of the hydrostatic pressure created by a cylindrical column of liquid and gas between two pressure sensors at a distance H from each other. We believe that the velocity of downhole production is so small that the friction pressure loss is negligible. The pressure difference between the sensors is expressed as:
Из формулы (2) выразим отношение параметра hг/H:From the formula (2) we express the ratio of the parameter h g / H:
Параметр hг/Н собственно и есть содержание свободного газа в потоке скважинной продукции, поэтому на основании этих выкладок и строится решение поставленной технической задачи.The parameter h g / N is actually the content of free gas in the flow of well products; therefore, based on these calculations, the solution of the technical problem is constructed.
Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на чертеже, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - верхний датчик давления в составе термоманометрической системы (ТМС), 5 - нижний датчик давления, 6 - жесткий стержень фиксированной длины, 7 - кабель электропитания датчиков и канала обратной связи, 8 - штатный кабель электропитания ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления, 9 - станция управления скважиной.A diagram of the well equipment for implementing the proposed method is shown in the drawing, where 1 is the casing string of an oil well, 2 is a tubing string (elevator pipes), 3 is a deep-well pumping station (ESP) with a submersible electric motor (PEM), 4 is an upper pressure sensor in the composition thermomanometric system (TMS), 5 - lower pressure sensor, 6 - fixed rod of fixed length, 7 - power cable for sensors and feedback channel, 8 - standard power cable for PED, combining the feedback function with the control station, 9 - mill well control system.
Содержание свободного газа на приеме насоса нефтедобывающей скважины по изобретению определяется в следующем порядке:The free gas content at the intake of an oil well pump according to the invention is determined in the following order:
1. Скважина с УЭЦН предварительно комплектуется двумя датчиками, их на кабеле располагают в непосредственной близости от электроцентробежного насоса на известном расстоянии друг от друга по вертикали.1. The well with the ESP is pre-equipped with two sensors, they are placed on the cable in the immediate vicinity of the electric centrifugal pump at a known vertical distance from each other.
2. В память контроллера с необходимой частотой загружается информация по плотности эмульсии скважинной продукции в зависимости от обводненности и давления в скважине.2. Information on the density of the emulsion of the borehole products depending on the water cut and pressure in the well is loaded into the controller’s memory with the necessary frequency.
3. Давление газа при среднем давлении между двумя датчиками находится самим контроллером по формуле Менделеева-Клапейрона.3. The gas pressure at an average pressure between two sensors is determined by the controller itself according to the Mendeleev-Clapeyron formula.
4. С необходимой частотой, например, ежечасно контроллер станции управления по формуле 1 определяет параметр ССГ и сравнивает его с максимально допустимой величиной и принимает регламентированное решение, которое выше описано.4. With the required frequency, for example, hourly, the controller of the control station according to formula 1 determines the CCG parameter and compares it with the maximum allowable value and takes the regulated decision, which is described above.
Приведем расчеты для гипотетической скважины, находящейся на одном из нефтяных месторождений северо-запада республики Башкортостан. Скважинная продукция представляет собой высоковязкую эмульсию с массовой обводненностью 50% и относительно малым газосодержанием пластовой нефти.We give the calculations for a hypothetical well located in one of the oil fields in the north-west of the Republic of Bashkortostan. Well production is a highly viscous emulsion with a mass water cut of 50% and a relatively low gas content of reservoir oil.
Исходные данные по скважине:Source data for the well:
- глубина электроцентробежного насоса по вертикали - 1000 м;- vertical depth of the electric centrifugal pump - 1000 m;
- расстояние между двумя датчиками по вертикали Н=10 м;- the distance between two sensors vertically N = 10 m;
- давление насыщения нефти газом Рнас=55 атм (5,5 МПа);- pressure of oil saturation with gas P us = 55 atm (5.5 MPa);
- плотность пластовой нефти ρг=900 кг/м3;- reservoir oil density ρ g = 900 kg / m 3 ;
- плотность пластовой воды ρв=1200 кг/м3;- density of produced water ρ in = 1200 kg / m 3 ;
- плотность газа при нормальных условиях ρг=1,0 кг/м3.- gas density under normal conditions ρ g = 1.0 kg / m 3 .
Исходные данные для расчетов двух ситуаций на скважине приведены в табличном виде:The initial data for calculating two situations at the well are given in tabular form:
Первая ситуация:The first situation:
Содержание свободного газа равно 0,086 или 8,6%. Это относительно небольшая величина, и если электроцентробежный насос выдает оптимальную производительность, то станция управления насосом оставляет эту скважинную ситуацию без изменений.The free gas content is 0.086 or 8.6%. This is a relatively small amount, and if the electric centrifugal pump produces optimal performance, the pump control station leaves this downhole situation unchanged.
Вторая ситуация:The second situation:
Содержание свободного газа равно 0,26 или 26%. Это выходит за рамки допустимого значения ССГ, поэтому контроллер станции управления должен, во-первых, проинформировать персонал предприятия о том, что скважина работает не в оптимальном режиме и, во-вторых, предпринять меры по снижению ССГ. Путем понижения частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД глубинной установки, снижается и производительность электроцентробежного насоса. Это в свою очередь приведет к приближению динамического уровня к устью скважины, повышению давления в зоне насоса и снижению содержания свободного газа на приеме насоса до приемлемой величины - менее 20%.The free gas content is 0.26 or 26%. This is beyond the permissible value of the OCG; therefore, the controller of the control station must, firstly, inform the personnel of the enterprise that the well is not operating in the optimal mode and, secondly, take measures to reduce the OCG. By lowering the frequency of the electric current supplied to the SEM of the downhole installation, the performance of the electric centrifugal pump is also reduced. This, in turn, will bring the dynamic level closer to the wellhead, increase the pressure in the pump zone and reduce the free gas content at the pump intake to an acceptable value - less than 20%.
Затраты на внедрение изобретения ожидаются небольшими, а вот эффективность будет высокой, так как два датчика давления вместе со станцией управления обеспечат дополнительную защиту ЭЦН и его работу в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос».The costs of introducing the invention are expected to be small, but the efficiency will be high, since two pressure sensors together with the control station will provide additional protection for the ESP and its operation in optimal mode in the "reservoir-well-pump" system.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017121944A RU2667183C1 (en) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017121944A RU2667183C1 (en) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2667183C1 true RU2667183C1 (en) | 2018-09-17 |
Family
ID=63580343
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017121944A RU2667183C1 (en) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2667183C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2763193C1 (en) * | 2020-12-14 | 2021-12-28 | Илья Анатольевич Тарусин | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum |
| RU2775186C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for determining the free gas content at the borehole pump suction |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2188437A (en) * | 1986-01-30 | 1987-09-30 | Geoservices | Analysis of fluid gas content |
| RU2072101C1 (en) * | 1993-06-08 | 1997-01-20 | Научно-производственный центр "СКП нефть" | Automatic meter of free gas content in oil |
| RU2206068C1 (en) * | 2001-11-16 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество Инфракрасные и микроволновые системы | Procedure measuring volume of free gas in oil |
| RU2002125739A (en) * | 2002-09-27 | 2004-03-27 | Открытое акционерное общество "Инфракрасные и Микроволновые Системы" | DEVICE FOR MEASURING VOLUME OF FREE GAS IN OIL |
| US7040138B2 (en) * | 2000-05-10 | 2006-05-09 | Eckhard Braesel | Method and device for the monitoring of gases |
| RU2610941C1 (en) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Evaluation method of production watering in oil-producing well |
-
2017
- 2017-06-21 RU RU2017121944A patent/RU2667183C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2188437A (en) * | 1986-01-30 | 1987-09-30 | Geoservices | Analysis of fluid gas content |
| RU2072101C1 (en) * | 1993-06-08 | 1997-01-20 | Научно-производственный центр "СКП нефть" | Automatic meter of free gas content in oil |
| US7040138B2 (en) * | 2000-05-10 | 2006-05-09 | Eckhard Braesel | Method and device for the monitoring of gases |
| RU2206068C1 (en) * | 2001-11-16 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество Инфракрасные и микроволновые системы | Procedure measuring volume of free gas in oil |
| RU2002125739A (en) * | 2002-09-27 | 2004-03-27 | Открытое акционерное общество "Инфракрасные и Микроволновые Системы" | DEVICE FOR MEASURING VOLUME OF FREE GAS IN OIL |
| RU2610941C1 (en) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Evaluation method of production watering in oil-producing well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2763193C1 (en) * | 2020-12-14 | 2021-12-28 | Илья Анатольевич Тарусин | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum |
| RU2775186C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for determining the free gas content at the borehole pump suction |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2610941C1 (en) | Evaluation method of production watering in oil-producing well | |
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| RU2559979C1 (en) | Method of liquid level determination in well | |
| RU2674351C1 (en) | Method for estimating the water cut of well oil | |
| BRPI0905398B1 (en) | fluid production system | |
| BR112022019897A2 (en) | USE OF HIGH RATE TELEMETRY TO IMPROVE DRILLING OPERATIONS | |
| RU2667183C1 (en) | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump | |
| US10648320B2 (en) | Method and arrangement for operating an extraction in a borehole | |
| RU2562628C1 (en) | Method of liquid dynamic level determination in well | |
| Hofmann et al. | Calculation method for determining the gas flow rate needed for liquid removal from the bottom of the wellbore | |
| EP2396506A1 (en) | Method and apparatus for monitoring of esp | |
| RU2700738C1 (en) | Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps | |
| RU2701673C1 (en) | Device for determination of water content of well oil | |
| US20170284918A1 (en) | Automated fluid monitoring | |
| RU2685379C1 (en) | Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well | |
| US11649704B2 (en) | Processes and systems for injection of a liquid and gas mixture into a well | |
| RU2775186C1 (en) | Method for determining the free gas content at the borehole pump suction | |
| Goridko et al. | New methodology for calculating the impact of high free gas content in the flow on ESP characteristics for the West Siberia fields | |
| RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
| RU2542030C1 (en) | Method of regulating well operation in regard to initial water separation | |
| Phan et al. | An experimental investigation into the effects of high viscosity and foamy oil rheology on a centrifugal pump performance | |
| US20210156210A1 (en) | Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement | |
| RU2691256C1 (en) | Method of determining oil saturation pressure with gas | |
| RU2630014C1 (en) | Method for determining mass of solvent in oil-producing well | |
| Totanov et al. | A New Method for Restoring the Liquid Level at the Intake of an Electric Drive Pump System |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190622 |