RU2730252C1 - Method of maximizing fluid extraction using electric submersible pump - Google Patents
Method of maximizing fluid extraction using electric submersible pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2730252C1 RU2730252C1 RU2019118455A RU2019118455A RU2730252C1 RU 2730252 C1 RU2730252 C1 RU 2730252C1 RU 2019118455 A RU2019118455 A RU 2019118455A RU 2019118455 A RU2019118455 A RU 2019118455A RU 2730252 C1 RU2730252 C1 RU 2730252C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- range
- values
- engine
- measured values
- value
- Prior art date
Links
Images
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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
- H02P6/00—Arrangements for controlling synchronous motors or other dynamo-electric motors using electronic commutation dependent on the rotor position; Electronic commutators therefor
- H02P6/08—Arrangements for controlling the speed or torque of a single motor
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, к способам для регулирования потока добываемой жидкости в скважинах, включая измерение температуры или давления, предназначено для максимизации добычи флюида с использованием электрического погружного насоса.The invention relates to the field of the oil industry, to methods for regulating the flow of produced fluid in wells, including measuring temperature or pressure, is designed to maximize fluid production using an electric submersible pump.
Измерение параметров двигателя и/или электрического погружного насоса в скважине с целью максимизации, интенсификации или оптимизации добычи флюида является широко распространенной практикой в области нефтедобычи.Measuring the parameters of a motor and / or an electric submersible pump in a well to maximize, stimulate or optimize fluid production is a common practice in the oil industry.
Известным является способ эксплуатации электрического погружного насоса, включающий измерение характеристики скважины или характеристики устройства, связанного со скважиной; генерирование первого управляющего сигнала для указания изменения в работе насоса; генерирование второго управляющего сигнала для указания изменения в работе другого устройства, связанного со скважиной; причем степень изменения каждого из первого и второго управляющих сигналов зависит от результата измерения и от известного воздействия, вызванного отправкой по меньшей мере одного из упомянутого первого управляющего сигнала в насос или упомянутого второго управляющего сигнала в дополнительное устройство; и отправку первого управляющего сигнала в насос и второго управляющего сигнала в дополнительное устройство, связанное со скважиной [US10125584 (B2). Well control system / Aske Elvira Marie Bergheim et al.; applicant Statoil Petroleum AS. – Appl. No. US201315036599; applied 14.11.2013; pub. date 13.11.2018]. Недостатком способа, реализующего данную систему, является необходимость вмешательства оператора после сбора измеренных данных для проведения соответствующих действий для защиты насоса, что свидетельствует об ограниченной функциональности системы.Known is a method of operating an electric submersible pump, including measuring the characteristics of a well or characteristics of a device associated with the well; generating a first control signal to indicate a change in pump operation; generating a second control signal to indicate a change in the operation of another device associated with the well; moreover, the degree of change of each of the first and second control signals depends on the measurement result and on the known influence caused by sending at least one of the said first control signal to the pump or the said second control signal to the additional device; and sending the first control signal to the pump and the second control signal to the additional device associated with the well [US10125584 (B2). Well control system / Aske Elvira Marie Bergheim et al .; applicant Statoil Petroleum AS. - Appl. No. US201315036599; applied 11/14/2013; pub. date 11/13/2018]. The disadvantage of the method implementing this system is the need for operator intervention after collecting the measured data to carry out appropriate actions to protect the pump, which indicates the limited functionality of the system.
Известным является способ извлечения жидкости из скважины, включающий: определение первой настройки первого устройства с использованием процессора, в котором первое устройство используется для извлечения флюида из скважины с первой скоростью потока; выбор набора параметров с использованием процессора, причем набор параметров включает в себя параметр, относящийся к работоспособности второго устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей скорость потока, давление, температуру, наличие выбранного химического вещества, содержание воды, содержание песка и скорости впрыска химикатов; определение второй настройки для первого устройства с использованием процессора, что обеспечивает увеличенный срок службы второго устройства, и второй скорости потока для жидкости из скважины относительно первой скорости потока, используя выбранный набор параметров в качестве входных данных для компьютерной модели, в которой вторая настройка определяется после первой настройки; а также сохранение конкретной второй настройки на подходящем носителе [US7711486 (B2). System and Method for Monitoring Physical Condition of Production Well Equipment and Controlling Well Production / Thigpen Brian L et al.; applicant Baker Hughes Inc. – Appl. No. US20070737313; applied 19.04.2007; pub. date 04.05.2010]. Способ дополнительно включает эксплуатацию скважины, соответствующей второй настройке первого устройства, и определение производительности скважины на основе определенной настройки. Способ дополнительно включает прогнозирование возникновения одного из следующих факторов: прорыв воды, состояние поперечного потока, поломка устройства, установленного в скважине; а также определение второго параметра на основе такого прогноза. Способ дополнительно включает отправку сообщения, относящегося ко второй настройке, по меньшей мере, одному из: оператору; отдаленное от скважины место. Параметр, относящийся к работоспособности второго устройства, относится по меньшей мере к одному из: электрическому погружному насосу; клапану; вентилю; обсадной колонне; трубе, несущей жидкость из скважины на поверхность; песчаному фильтру.Known is a method for extracting fluid from a well, including: determining the first setting of the first device using a processor, in which the first device is used to extract fluid from the well at a first flow rate; selection of a set of parameters using a processor, the set of parameters including a parameter related to the operability of the second device and a plurality of parameters selected from the group including flow rate, pressure, temperature, the presence of the selected chemical, water content, sand content and injection rates chemicals; determining a second setting for the first device using the processor, which provides increased service life of the second device, and a second flow rate for fluid from the well relative to the first flow rate using the selected set of parameters as input to the computer model, in which the second setting is determined after the first settings; as well as storing the specific second setting on a suitable medium [US7711486 (B2). System and Method for Monitoring Physical Condition of Production Well Equipment and Controlling Well Production / Thigpen Brian L et al .; applicant Baker Hughes Inc. - Appl. No. US20070737313; applied 04.19.2007; pub. date 05/04/2010]. The method further includes operating a well corresponding to a second setting of the first device, and determining well productivity based on the determined setting. The method further includes predicting the occurrence of one of the following factors: water breakthrough, cross-flow condition, failure of a device installed in the well; and determination of the second parameter based on such a forecast. The method further includes sending a message related to the second setting to at least one of: an operator; a place remote from the well. The parameter related to the operability of the second device relates to at least one of: an electric submersible pump; valve; valve; casing; a pipe carrying fluid from the well to the surface; sand filter.
Как и предыдущий аналог, в процессе реализации данный способ предполагает вмешательство оператора, что снижает уровень автоматизации. Кроме того, использование прогностических моделей усложняет его реализацию. Также в способе в процессе увеличения добычи флюида ограниченно реализуется установление диапазонов по указанным параметрам скорости потока, давления, температуры и т.д., что снижает функциональность оборудования и адаптивность его к динамическим изменениям. Практически отсутствует возможность фильтрации сигнала, что может иметь негативный эффект, например, в условиях помех на линии.Like the previous analogue, in the process of implementation, this method involves operator intervention, which reduces the level of automation. In addition, the use of predictive models complicates its implementation. Also, in the method, in the process of increasing fluid production, the establishment of ranges for the specified parameters of the flow rate, pressure, temperature, etc. is limited, which reduces the functionality of the equipment and its adaptability to dynamic changes. There is practically no possibility of signal filtering, which can have a negative effect, for example, in conditions of line noise.
Наиболее близким к заявленному изобретению является способ интенсификации добычи нефти и газа [RU2188934C2. Способ интенсификации добычи нефти и газа / М. П. Пасечник, Е. П. Молчанов, А.С. Коряков; заявители ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика", Пасечник Михаил Петрович, Молчанов Евгений Петрович, Коряков Анатолий Степанович. – З. № 2000117226/03 ; заявл. 04.07.2000 ; опубл. 10.09.2002]. По способу контролируют параметры процесса добычи, проводят на основе данных контроля геолого-технические мероприятия, направленные на воздействие на пласт для увеличения притока флюида. Воздействие на пласт выполняют в процессе добычи путем варьирования в геолого-технических мероприятиях параметров процесса добычи и непрерывного контроля этих параметров. Это осуществляют в автоматическом режиме. В качестве параметров процесса добычи выбирают наиболее значимые для увеличения притока: давление скважинной жидкости, температуру, влажность и плотность жидкости. Их фиксируют с динамикой изменения этих параметров в зависимости от частоты вращения электродвигателя. Вышеназванные параметры процесса добычи и величину притока флюида настраивают через блок управления на поддержание оптимальных значений варьированием частоты вращения электродвигателя. Время окончания геолого-технических мероприятий определяют по моменту оптимизации параметров процесса добычи и величины притока флюида. Для возможности воздействия параметров процесса добычи на пласт систему подачи и систему всасывания добычного насоса закольцовывают нижними и верхними отверстиями в колонне насосно-компрессорных труб и отделяют от зоны пласта пакером.Closest to the claimed invention is a method for intensifying oil and gas production [RU2188934C2. Method of intensification of oil and gas production / M.P. Pasechnik, E.P. Molchanov, A.S. Koryakov; applicants OAO Sibneft-Noyabrskneftegazgeofizika, Pasechnik Mikhail Petrovich, Molchanov Evgeny Petrovich, Koryakov Anatoly Stepanovich. - Z. No. 2000117226/03; declared 07/04/2000; publ. 09/10/2002]. According to the method, the parameters of the production process are controlled, geological and technical measures are carried out on the basis of the control data, aimed at influencing the formation to increase the flow of fluid. The impact on the reservoir is performed in the production process by varying the parameters of the production process in geological and technical measures and continuous monitoring of these parameters. This is done automatically. As the parameters of the production process, the most significant ones for increasing the inflow are selected: the pressure of the well fluid, temperature, moisture and density of the fluid. They are recorded with the dynamics of changes in these parameters depending on the speed of rotation of the electric motor. The aforementioned parameters of the production process and the amount of fluid inflow are tuned through the control unit to maintain optimal values by varying the speed of the electric motor. The end time of geological and technical measures is determined by the moment of optimization of the parameters of the production process and the magnitude of the fluid inflow. In order to be able to influence the parameters of the production process on the formation, the supply system and the suction system of the production pump are looped back by the lower and upper holes in the tubing string and separated from the formation zone by a packer.
К недостаткам приведенного изобретения относится необходимость проведения специальных геолого-технических мероприятий для повышения добычи, что увеличивает трудоемкость реализации способа. Также в способе в процессе увеличения добычи флюида практически не реализуется установление диапазонов по оцениваемым параметрам, что снижает функциональность оборудования и адаптивность его к динамическим изменениям.The disadvantages of the above invention include the need for special geological and technical measures to increase production, which increases the complexity of the implementation of the method. Also, in the method in the process of increasing fluid production, the establishment of ranges for the estimated parameters is practically not implemented, which reduces the functionality of the equipment and its adaptability to dynamic changes.
Заявляемое изобретение направлено на снижение трудоемкости реализации способа при удовлетворительной функциональности оборудования и адаптивности его к динамическим изменениям.The claimed invention is aimed at reducing the complexity of implementing the method with satisfactory functionality of the equipment and its adaptability to dynamic changes.
Решение задачи обуславливается совокупностью следующих существенных признаков. The solution to the problem is determined by a combination of the following essential features.
Способ максимизации добычи флюида с использованием электрического погружного насоса включает задачу максимального количества ходов двигателя на основании измерений, по меньшей мере, температуры двигателя и давления на приеме насоса. Максимальное количество ходов двигателя поддерживают в диапазоне, предел которого не превышает значение аварийного уровня температуры двигателя и значения полной декомпрессии на приеме насоса, увеличивая или уменьшая количество ходов двигателя в зависимости от нормального функционирования, охлаждения, нагрева или аварийного уровня температуры двигателя, а также нормального функционирования, насыщения, начальной декомпрессии или полной декомпрессии на приеме насоса, определяя при этом посредством микроконтроллера валидность получаемых значений температуры и давления, устанавливая их соответствие предварительно сформированному диапазону валидных значений, посредством чего корректируют временные интервалы изменения ходов двигателя, учитывая условия получения измеренных значений, при этом формирование диапазона измеренных значений осуществляют на основании выборки предварительно полученных данных, которую формируют учитывая предварительно установленную допустимую погрешность и количество значений, входящих в диапазон значений, при этом каждое измеренное значение, повторяющее предыдущее или превышающее предварительно установленную погрешность, не учитывают, а каждый новый диапазон значений формируют после последовательного получения нескольких измеренных значений превышающих предварительно установленную допустимую погрешность относительно предыдущего диапазона и не превышающих предварительно установленную допустимую погрешность относительно данного диапазона, при этом предварительно установленную допустимую погрешность сохраняют на протяжении процесса максимизации добычи флюида в независимости от среднего значения измеренных значений каждого диапазона.A method for maximizing fluid production using an electric submersible pump includes the task of maximizing the number of engine strokes based on measurements of at least the engine temperature and pump intake pressure. The maximum number of engine strokes is maintained in a range that does not exceed the value of the engine temperature alarm level and the full decompression value at the pump intake, increasing or decreasing the number of engine strokes depending on normal operation, cooling, heating or emergency engine temperature level, as well as normal operation , saturation, initial decompression or complete decompression at the pump intake, while determining by means of the microcontroller the validity of the obtained values of temperature and pressure, establishing their correspondence to a pre-formed range of valid values, whereby the time intervals for changing the engine strokes are adjusted, taking into account the conditions for obtaining the measured values, while the formation of a range of measured values is carried out on the basis of a sample of previously obtained data, which is formed taking into account the preset permissible error and the number of values included in the range of values, while each measured value repeating the previous one or exceeding the preset error is not taken into account, and each new range of values is formed after sequentially obtaining several measured values exceeding the preset permissible error relative to the previous range and not exceeding the preset permissible an error relative to a given range, while the preset permissible error is maintained throughout the process of maximizing fluid production, regardless of the average value of the measured values of each range.
Сущность заявляемого технического решения поясняется, но не ограничивается, графическим материалом, представленным на фиг. – пример реализации способа максимизации добычи флюида с использованием электрического погружного насоса.The essence of the proposed technical solution is illustrated, but not limited, by the graphic material shown in FIG. - an example of the implementation of a method for maximizing fluid production using an electric submersible pump.
На фиг. приведен пример реализации, согласно которого изменением ходов двигателя варьируют показатели давления на приеме насоса и температуры двигателя для достижения оптимальных условий для максимизации добычи флюида с использованием электрического погружного насоса. FIG. an example of implementation is given, according to which, by changing the strokes of the engine, the parameters of the pump intake pressure and the engine temperature are varied to achieve optimal conditions for maximizing fluid production using an electric submersible pump.
В процессе осуществления способа вводят данные диапазонов по температуре двигателя и давлению на приеме насоса, а также могут задавать временные интервалы реагирования системы для конкретных условий. Временной диапазон могут определять и корректировать, учитывая условия получения измеренных значений, например, учитывая наличие или отсутствие помех на линии, увеличивают или уменьшают данный диапазон соответственно. В качестве выходных данных получают статусы по температуре двигателя, давлению на приеме насоса и ходам двигателя. In the process of implementing the method, the data of the ranges for the engine temperature and the pressure at the pump intake are entered, and the time intervals for the system's response for specific conditions can also be set. The time range can be determined and corrected, taking into account the conditions for obtaining the measured values, for example, taking into account the presence or absence of noise on the line, increase or decrease this range accordingly. Statuses of engine temperature, pump intake pressure and engine strokes are received as output data.
Указанные статусы по температуре могут иметь, например, следующие обозначения: охлаждение, нормальное функционирование, нагрев и аварийный уровень температуры двигателя, невалидность данных. Указанные статусы по давлению могут иметь, например, следующие обозначения: насыщение, нормальное функционирование, начальная декомпрессия и полная декомпрессия на приеме насоса, невалидность данных. Эмпирически установлено, что такие диапазоны между указанными статусами являются наиболее значимыми для эффективной и точной корректировки ходов двигателя в процессе добычи флюида.The indicated temperature statuses can have, for example, the following designations: cooling, normal operation, heating and alarm level of engine temperature, data invalid. The indicated pressure statuses can have, for example, the following designations: saturation, normal operation, initial decompression and full decompression at pump intake, data invalid. It has been empirically established that such ranges between the indicated statuses are the most significant for efficient and accurate adjustment of engine strokes during fluid production.
Измеренные данные получают посредством соответствующих датчиков, установленных в погружном оборудовании. Результаты задают и обрабатывают, а также управляют двигателем посредством микроконтроллера.The measured data is obtained by means of appropriate sensors installed in the submersible equipment. The results are set and processed, and the motor is controlled by a microcontroller.
Диапазон валидных значений и допустимую погрешность формируют, на основании, например, предварительно полученных эмпирических данных, при этом каждое измеренное значение, повторяющее предыдущее или превышающее предварительно установленную погрешность, не учитывают, а каждый новый диапазон значений формируют после последовательного получения нескольких измеренных значений превышающих предварительно установленную допустимую погрешность относительно предыдущего диапазона и не превышающих предварительно установленную допустимую погрешность относительно данного диапазона, при этом предварительно установленную допустимую погрешность сохраняют на протяжении процесса максимизации добычи флюида в независимости от среднего значения измеренных значений каждого диапазона.The range of valid values and the permissible error are formed, for example, on the basis of previously obtained empirical data, while each measured value repeating the previous one or exceeding the predetermined error is not taken into account, and each new range of values is formed after sequentially obtaining several measured values exceeding the predetermined one. permissible error relative to the previous range and not exceeding a preset permissible error relative to this range, while the preset permissible error is maintained throughout the process of maximizing fluid production, regardless of the average value of the measured values of each range.
Способ осуществляют с использованием датчиков, обеспечивающих получение точных данных, что позволяет констатировать наличие невалидного значения при получении значения, повторяющего предыдущее.The method is carried out using sensors that provide accurate data, which makes it possible to ascertain the presence of an invalid value when receiving a value that repeats the previous one.
Например, при реализации заявленного способа использовали линейный двигатель, на котором увеличивали количество ходов в минуту от 1-го до 17-ти до достижения максимально допустимой температуры двигателя 150°С с погрешностью ±1°С. Увеличивали количество ходов в минуту до достижения минимально допустимого давления на приёме ±4 атм. Поддерживали максимальное количество ходов двигателя в минуту при достижении заданных диапазонов по температуре и давлению, что позволяло достичь максимизации добычи флюида. For example, when implementing the claimed method, a linear motor was used, on which the number of strokes per minute was increased from 1 to 17 until the maximum allowable temperature of the engine reached 150 ° C with an error of ± 1 ° C. The number of strokes per minute was increased until the minimum permissible pressure at the intake was reached ± 4 atm. Maintain the maximum number of engine strokes per minute while reaching the specified ranges for temperature and pressure, which allowed to maximize fluid production.
Приведенная автоматизация реализации способа при использовании таких показателей как давление на приеме насоса и температура двигателя позволяет снизить трудоемкость реализации способа. Данный технический результат достигается при удовлетворительной функциональности оборудования и адаптивности его к динамическим изменениям за счет создания диапазонов измеренных значений, определяющих необходимость увеличения, уменьшения или поддержания ходов двигателя для достижения максимальной добычи флюида, за счет создания алгоритма адаптивного изменения временных интервалов изменения ходов двигателя, а также за счет реализации алгоритма определения валидности измеренных значений.The above automation of the implementation of the method when using such indicators as the pressure at the pump intake and the engine temperature can reduce the complexity of the implementation of the method. This technical result is achieved with satisfactory functionality of the equipment and its adaptability to dynamic changes by creating ranges of measured values that determine the need to increase, decrease or maintain engine strokes to achieve maximum fluid production, by creating an algorithm for adaptive changes in the time intervals for changing engine strokes, as well as by implementing an algorithm for determining the validity of measured values.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118455A RU2730252C1 (en) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Method of maximizing fluid extraction using electric submersible pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019118455A RU2730252C1 (en) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Method of maximizing fluid extraction using electric submersible pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2730252C1 true RU2730252C1 (en) | 2020-08-19 |
Family
ID=72086237
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019118455A RU2730252C1 (en) | 2019-06-14 | 2019-06-14 | Method of maximizing fluid extraction using electric submersible pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2730252C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188934C2 (en) * | 2000-07-04 | 2002-09-10 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method of intensifying oil and gas recovery |
| WO2005085590A1 (en) * | 2004-02-03 | 2005-09-15 | Schlumberger Surenco Sa | System and method for optimizing production in a artificially lifted well |
| US7711486B2 (en) * | 2007-04-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production |
| 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 |
| RU2595828C1 (en) * | 2012-07-31 | 2016-08-27 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Method to control operation of submersible electric pump |
| US10125584B2 (en) * | 2013-11-14 | 2018-11-13 | Statoil Pertroleum As | Well control system |
-
2019
- 2019-06-14 RU RU2019118455A patent/RU2730252C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188934C2 (en) * | 2000-07-04 | 2002-09-10 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method of intensifying oil and gas recovery |
| WO2005085590A1 (en) * | 2004-02-03 | 2005-09-15 | Schlumberger Surenco Sa | System and method for optimizing production in a artificially lifted well |
| US7711486B2 (en) * | 2007-04-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production |
| RU2468191C2 (en) * | 2007-04-19 | 2012-11-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | System and method, which are used for monitoring physical state of operational equipment of well and controlling well flow rate |
| 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 |
| RU2595828C1 (en) * | 2012-07-31 | 2016-08-27 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Method to control operation of submersible electric pump |
| US10125584B2 (en) * | 2013-11-14 | 2018-11-13 | Statoil Pertroleum As | Well control system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2927234C (en) | Well testing and monitoring | |
| NO20081449L (en) | Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil / water separation system. | |
| US8684078B2 (en) | System and method for controlling fluid pumps to achieve desired levels | |
| CN104100241B (en) | A kind of definite hyposmosis oil well is taken out the method for system rationally | |
| US10821404B2 (en) | Control method for a filter system | |
| CA2684292A1 (en) | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production | |
| US20160290077A1 (en) | Well control system | |
| WO2012173988A1 (en) | Control system for wastewater treatment plants with membrane bioreactors | |
| US20160130926A1 (en) | Pulsed acoustic impact for facilitation of oil and gas extracting | |
| RU2730252C1 (en) | Method of maximizing fluid extraction using electric submersible pump | |
| RU2011147161A (en) | METHOD FOR REMOVING HYDROCARBONS FROM THE COLLECTOR AND INSTALLATION FOR REMOVING HYDROCARBONS | |
| CA2886855C (en) | Plunger fall time identification method and usage | |
| NO178906B (en) | Method and apparatus for optimizing the transfer of fluids by pumping | |
| CN112783080A (en) | Automatic control method for advanced treatment of water plant | |
| CN205948688U (en) | Permanent rate of recovery stable control's of permanent water production reverse osmosis system | |
| WO2013135288A1 (en) | System and method for controlling the processing of oil sands | |
| US6283207B1 (en) | Method for controlling a hydrocarbons production well of the gushing type | |
| RU2475640C2 (en) | Method of hydrodynamic investigations of oil wells equipped with electric-centrifugal pumps with converter of current frequency | |
| RU2494236C1 (en) | Oil deposit development method | |
| JP6447046B2 (en) | Groundwater pumping management system and groundwater pumping method | |
| US9228419B1 (en) | Acoustic method and device for facilitation of oil and gas extracting processes | |
| RU2571787C2 (en) | Method of parameters determination of maximum process mode of gas field | |
| UA123417C2 (en) | METHOD OF MAXIMIZATION OF FLUID PRODUCTION USING AN ELECTRIC PUMP | |
| CN113283182B (en) | Formation pressure prediction analysis method, device, medium and equipment | |
| MX2021011517A (en) | System and method for determining pump intake pressure or reservoir pressure in an oil and gas well. |