RU2756138C1 - Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells - Google Patents
Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2756138C1 RU2756138C1 RU2020120875A RU2020120875A RU2756138C1 RU 2756138 C1 RU2756138 C1 RU 2756138C1 RU 2020120875 A RU2020120875 A RU 2020120875A RU 2020120875 A RU2020120875 A RU 2020120875A RU 2756138 C1 RU2756138 C1 RU 2756138C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- data
- level
- digital
- structural
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title abstract 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 238000013480 data collection Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Flow Control (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.The invention relates to mining, in particular to methods for determining the flow rate of wells equipped with pumping units, including installations of electric driven centrifugal pumps.
Известен способ определения гидродинамических параметров продуктивных пластов [RU 2669980, МПК Е21В 49/00, опубл. 17.10.2018], состоящий из проведения точечных или интервальных замеров ИД и КВД с помощью приборов ГДК в открытом стволе скважины с последующей обработкой полученных данных методами интерпретации, отличающийся тем, что по данным ИД и КВД получают точечные замеры эффективной проницаемости, по которым далее получают кривую эффективной проницаемости для всего продуктивного интервала, чтобы по уравнению Дюпюи рассчитать коэффициент продуктивности для всего вскрытого скважиной продуктивного пласта или, при необходимости, его части.A known method for determining the hydrodynamic parameters of productive formations [RU 2669980, IPC E21B 49/00, publ. 10/17/2018], which consists of making point or interval measurements of ID and pressure build-up with the help of HDT instruments in an open wellbore with subsequent processing of the obtained data by interpretation methods, characterized in that, according to the data of ID and pressure build-up, point measurements of the effective permeability are obtained, which are then used to obtain the effective permeability curve for the entire productive interval, in order to calculate the productivity index for the entire productive formation penetrated by the well, or, if necessary, part of it, using the Dupuis equation.
Хотя конечной целью способа является, как и в случае предлагаемого изобретения, построение графика зависимости дебита скважины от какого-либо одного параметра либо набора параметров, способ имеет и ряд недостатков: к таковым относится, во-первых, комбинированность применяемых методик анализа (геологический и математический), что негативно сказывается на экономической стороне реализации способа, во-вторых - то, что расчет показателей в данном способе ведется последовательно, что увеличивает вероятность возникновения погрешностей с каждым последующим этапом расчета.Although the ultimate goal of the method is, as in the case of the proposed invention, plotting the dependence of the well flow rate on any one parameter or a set of parameters, the method also has a number of disadvantages: these include, firstly, the combination of the analysis methods used (geological and mathematical ), which negatively affects the economic side of the implementation of the method, and secondly, the fact that the calculation of indicators in this method is carried out sequentially, which increases the likelihood of errors with each subsequent stage of calculation.
Также известен способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, [RU 2581180, МПК Е21В 47/10, опубл. 20.04.2016], включающий расчет характеристики подача-напор скважинного насоса, отличающийся тем, что дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача-напор и энергетической характеристике насоса, при этом при построении расчетной характеристики подача-напор и определении фактического напора насоса учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости.Also known is a method for determining the flow rate of wells equipped with pumping units, [RU 2581180, IPC E21B 47/10, publ. 04/20/2016], including the calculation of the flow-head characteristic of a borehole pump, characterized in that the well flow rate is determined as the root-mean-square value of the pump flow obtained from the calculated flow-head characteristic and the energy characteristic of the pump, while constructing the calculated flow-head characteristic and determining the actual pump head take into account the effect of the current frequency on the pump rotor speed and the viscosity of the pumped liquid.
Недостатком способа является его большая требовательность к исходным данным для расчета (многочисленность учитываемых характеристик) при высоких рисках дальнейшей неприменимости способа в случае неожиданных перемен значений характеристик скважины.The disadvantage of this method is its great exactingness to the initial data for the calculation (the multiplicity of the characteristics taken into account) with high risks of further inapplicability of the method in the event of unexpected changes in the values of the well characteristics.
Наиболее близким аналогом для предлагаемого изобретения является другой способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками [RU 2652220, МПК Е21В 47/10, опубл. 25.04.2018], включающий построение напорно-расходной характеристики используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, отличающийся тем, что используют фактические напорно-расходные характеристики, полученные путем их измерения на ряде модельных жидкостей различной вязкости.The closest analogue for the present invention is another method for determining the flow rate of wells equipped with pumping units [RU 2652220, IPC E21B 47/10, publ. 04/25/2018], including the construction of the pressure-flow characteristics of the pump used, taking into account the actual density and viscosity of the pumped-out gas-liquid mixture, characterized in that the actual pressure-flow characteristics obtained by measuring them on a number of model liquids of various viscosities are used.
Главным недостатком способа является очевидная необходимость предварительного воссоздания в лабораторных условиях соответствующих вышеупомянутых модельных жидкостей с последующим проведением ОПИ для подтверждения их применимости в рамках способа, что значительно увеличивает время внедрения изобретения в производство.The main disadvantage of the method is the obvious need for preliminary reconstruction in laboratory conditions of the corresponding aforementioned model fluids, followed by pilot testing to confirm their applicability within the framework of the method, which significantly increases the time of implementation of the invention into production.
Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в обеспечении технической поддержки при расчете фазовых параметров дебитов добывающих скважин в периоды между групповыми периодическими замерами скважин многофазными измерительными установками с целью автоматизированного контроля технологических процессов при добыче сырой нефти и попутного нефтяного газа, а также сбора, обработки и хранения данных для создания гидродинамической модели пласта.The technical result achieved when using the claimed invention is to provide technical support in calculating the phase parameters of production wells flow rates in the periods between group periodic well measurements by multiphase measuring installations for the purpose of automated control of technological processes in the production of crude oil and associated petroleum gas, as well as collection, data processing and storage to create a hydrodynamic reservoir model.
Данный технический результат достигается за счет уникальной технологической комбинации измерительных и вспомогательных устройств, функционирование которых, осуществляющееся совместно и последовательно, имеет своей целью обеспечить предоставление достаточного количества однотипных исходных цифровых данных, необходимых для вычисления параметров дебита скважин при помощи дальнейшей обработки этих данных в виде цифровой модели.This technical result is achieved due to a unique technological combination of measuring and auxiliary devices, the functioning of which, carried out jointly and sequentially, is aimed at ensuring the provision of a sufficient amount of the same type of initial digital data necessary to calculate the parameters of well flow rates by further processing these data in the form of a digital model. ...
Изобретение спроектировано с целью предоставления пользователю возможности эксплуатации комплекса в качестве виртуально-цифрового расходомера. Структура изобретения разработана с целью обеспечения автономной работы в непрерывном круглосуточном режиме и включает в себя четыре структурных уровня:The invention is designed to provide the user with the ability to operate the complex as a virtual digital flow meter. The structure of the invention is designed to ensure autonomous operation in a continuous round-the-clock mode and includes four structural levels:
1. верхний уровень содержит цифровую модель «пласт - насос - скважина - контрольное средство (измерительная установка)», обобщающую и визуализирующую сведения, полученные по каналам связи от соответствующих структурных элементов;1. the upper level contains a digital model "reservoir - pump - well - control device (measuring unit)", which summarizes and visualizes information received via communication channels from the corresponding structural elements;
2. средний уровень содержит локальный сервер сбора данных с рабочего места оператора, канал связи с удаленным хранилищем либо сервером, осуществляющим обработку данных;2. the middle level contains a local server for collecting data from the operator's workplace, a communication channel with a remote storage or a server that processes data;
3. нижний уровень содержит локальный контроллер сбора данных на базе программируемого логического контроллера (ПЛК), Modbus-шлюз, осуществляющий последовательный запрос данных от СУ УЭЦН, ПЛК и контрольного средства;3. the lower level contains a local data acquisition controller based on a programmable logic controller (PLC), a Modbus gateway, which carries out a serial data request from the ESP control system, PLC and control device;
4. полевой уровень содержит набор структурных элементов, предоставляющих цифровые данные для построения цифровой модели верхнего структурного уровня: датчик давления, расположенный на приеме насоса скважины, датчик температуры жидкости, расположенный на забое скважины, датчик затрубного давления скважины, датчик буферного давления, датчик перепада давления на сужающем устройстве (штуцере), датчик температуры жидкости на выходе из штуцера, СУ УЭЦН, контрольное средство.4.the field level contains a set of structural elements that provide digital data for building a digital model of the upper structural level: a pressure sensor located at the pump intake of a well, a liquid temperature sensor located at the bottom of a well, an annular pressure sensor of a well, a buffer pressure sensor, a differential pressure sensor on the restricting device (choke), liquid temperature sensor at the outlet from the choke, control unit of the ESP, control device.
На верхнем структурном уровне изобретения осуществляются следующие функции расчета рабочего режима системы (цифровой модели) «насос - скважина - штуцер -контрольное средство»:At the upper structural level of the invention, the following functions of calculating the operating mode of the system (digital model) "pump - well - choke - control device" are carried out:
1. обработка цифровых данных, полученных от элементов среднего структурного уровня, выполняемая с целью выдачи параметров дебита;1.processing of digital data received from elements of the middle structural level, carried out in order to issue flow rate parameters;
2. калибровка цифровой модели по данным контрольного средства;2. Calibration of the digital model according to the control tool data;
3. оценка соответствия (адекватности) построенной цифровой модели реальной исследуемой скважине.3. assessment of the conformity (adequacy) of the constructed digital model to the real investigated well.
Верхний структурный уровень изобретения представляет собой набор из исходных программных кодов, написанных на языке MATLAB, исполняемых файлов и динамически подключаемых вспомогательных цифровых библиотек. Генерируемая при помощи данного набора цифровая модель включает в себя три составляющие (модели, отображаемые в виде графиков функций зависимости записываемых цифровых параметров от времени): модель УЭЦН, модель НКТ, модель сужающего устройства (штуцера).The upper structural level of the invention is a set of source program codes written in MATLAB, executable files and dynamically linked auxiliary digital libraries. The digital model generated using this set includes three components (models displayed as graphs of functions of the dependence of recorded digital parameters on time): ESP model, tubing model, orifice model (choke).
На нижнем и среднем структурных уровнях заявляемого изобретения обеспечиваются следующие функции:At the lower and middle structural levels of the claimed invention, the following functions are provided:
автоматический сбор и первичная обработка информации;automatic collection and primary processing of information;
отображение и регистрация измерительной и технологической информации;display and registration of measuring and technological information;
контроль за состоянием объекта автоматизации;control over the state of the automation object;
вывод диагностического сообщения в установленную область экрана рабочей станции оператора (при выходе технологических показателей за установленные границы); мониторинг работоспособности всех структурных элементов заявляемого изобретения; защита используемых системой баз данных и программного обеспечения от несанкционированного доступа.output of a diagnostic message to the set area of the operator's workstation screen (when the technological indicators go beyond the set limits); monitoring the performance of all structural elements of the claimed invention; protection of databases and software used by the system from unauthorized access.
Набор условно постоянных величин, необходимый для первичной настройки и дальнейшей технической поддержки цифровой модели, содержится в массиве данных, собираемом согласно содержанию нижеследующей таблицы (Таблица 1) с каждой обрабатываемой (моделируемой) скважины.A set of conditionally constant values required for the initial adjustment and further technical support of the digital model is contained in the data array collected according to the contents of the following table (Table 1) from each processed (modeled) well.
Опись выдаваемой верхним структурным уровнем заявляемого изобретения информация (доступных для отображения в цифровой модели параметров) указана в нижеследующей таблице (Таблица 2).The description of the information issued by the upper structural level of the claimed invention (available for display in the digital model of the parameters) is indicated in the following table (Table 2).
Для калибровки модели используется массив данных контрольного средства, также соответствующий по содержанию набору параметров из Таблицы 2.To calibrate the model, the data set of the control device is used, which also corresponds in content to the set of parameters from Table 2.
В нижеследующей таблице (Таблица 3) представлены сведения о протоколах передачи данных между уровнями.The following table (Table 3) provides information about the protocols for transferring data between layers.
Изобретение функционирует следующим образом.The invention operates as follows.
Контроллер сбора данных на базе ПЛК обеспечивает циклический опрос элементов цифрового расходомера, расположенных на полевом структурном уровне и подключаемых по линиям с напряжением 4-20 мА.The PLC-based data acquisition controller provides cyclic polling of the digital flow meter elements located at the field structural level and connected via lines with a voltage of 4-20 mA.
Modbus-шлюз обеспечивает циклический опрос элементов цифрового расходомера, расположенных на полевом структурном уровне и подключаемых по стандарту RS485. Данные с контроллера, устройства ввода номера замеряемой скважины (управляемого оператором), всех СУ УЭЦН и контрольного средства (измерительной установки) поступают через адаптер по линиям стандарта RS485 в системный блок посредством протокола Modbus RTU.The Modbus gateway provides cyclical polling of the digital flow meter elements located at the field structural level and connected according to the RS485 standard. Data from the controller, the device for entering the number of the measured well (controlled by the operator), all control systems of the ESP and the control device (measuring unit) are sent through the adapter via RS485 lines to the system unit via the Modbus RTU protocol.
Локальный сервер сбора данных с рабочего места оператора обеспечивает сбор, регистрацию и хранение параметров работы элементов нижнего структурного уровня, а также выборку, сжатие, шифрование и отправку на верхний структурный уровень накопленных за сутки данных. На рабочем месте оператора цифрового расходомера обеспечивается резервирование управления переключением контекста скважины, заведенной на контрольное средство при калибровке.The local data collection server from the operator's workplace provides collection, registration and storage of operating parameters of elements of the lower structural level, as well as sampling, compression, encryption and sending to the upper structural level of the data accumulated per day. At the workplace of the digital flow meter operator, redundancy is provided for the control of switching the context of the well, brought to the control device during calibration.
Канал связи с удаленным хранилищем либо сервером обработки данных обеспечивает защищенный от искажения и несанкционированного доступа обмен данными между средним и верхним уровнем.A communication channel with a remote storage or data processing server provides data exchange between the middle and upper levels, protected from distortion and unauthorized access.
На верхнем уровне цифровая модель рабочего режима системы «насос - скважина -штуцер - контрольное средство» обеспечивает расчет параметров дебита скважин в рабочем режиме, а также собственную калибровку рабочего режима скважин при подключенном контрольном средстве.At the top level, the digital model of the operating mode of the "pump - well - union - control tool" system provides the calculation of the parameters of the well flow rate in the operating mode, as well as its own calibration of the operating mode of the wells when the control tool is connected.
Таким образом, заявляемое изобретение за счет дифференцирования измерительных и вспомогательных устройств по четырем структурным уровням, выделяемым по функциональному назначению элементов, обеспечения передачи цифровых данных между элементами по защищенным протоколам передачи данных, обеспечения программным оснащением для обработки цифровых данных с целью построения цифровых моделей зависимости ключевых характеристик оборудования скважин от времени позволяет повысить достоверность измерений дебита и обводненности скважины либо комплекса скважин в периоды между групповыми периодическими замерами скважин многофазными измерительными установками.Thus, the claimed invention by differentiating the measuring and auxiliary devices at four structural levels, allocated according to the functional purpose of the elements, ensuring the transfer of digital data between the elements using secure data transfer protocols, providing software for processing digital data in order to build digital models of the dependence of key characteristics equipment of wells from time to time makes it possible to increase the reliability of measurements of the flow rate and water cut of a well or a complex of wells in the periods between group periodic well measurements by multiphase measuring devices.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120875A RU2756138C1 (en) | 2020-11-06 | 2020-11-06 | Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120875A RU2756138C1 (en) | 2020-11-06 | 2020-11-06 | Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2756138C1 true RU2756138C1 (en) | 2021-09-28 |
Family
ID=77999834
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020120875A RU2756138C1 (en) | 2020-11-06 | 2020-11-06 | Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2756138C1 (en) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU49102U1 (en) * | 2005-04-13 | 2005-11-10 | Башуров Валерий Витальевич | DEVICE FOR OPTIMIZATION OF OPERATION OF OIL WELL WITH SIMULTANEOUS MEASUREMENT OF ITS DEBIT |
| RU2457325C2 (en) * | 2007-02-25 | 2012-07-27 | Нетворк Текнолоджиз Лимитед | Drilling infrastructure for combined work |
| CN103685370A (en) * | 2012-09-07 | 2014-03-26 | 珠海格力电器股份有限公司 | MODBUS data processing method and device, gateway server and memory |
| US9810058B2 (en) * | 2013-10-02 | 2017-11-07 | Bergen Technology Center As | Petroleum well downhole logging tool with high speed data bus |
| RU2647714C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Геофизмаш" | Method of collecting information in a sensor system |
| RU2652220C1 (en) * | 2017-06-27 | 2018-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
| US20200157922A1 (en) * | 2017-07-25 | 2020-05-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Internet of things gateway systems and methods for oil and gas fields |
| CN211293730U (en) * | 2019-12-30 | 2020-08-18 | 昆明联诚科技股份有限公司 | Modbus gateway unit module for PLC |
| US10746015B2 (en) * | 2017-05-29 | 2020-08-18 | GE Sensing & Inspection Technologies, GmbH | Oil and gas industrial machine monitoring |
-
2020
- 2020-11-06 RU RU2020120875A patent/RU2756138C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU49102U1 (en) * | 2005-04-13 | 2005-11-10 | Башуров Валерий Витальевич | DEVICE FOR OPTIMIZATION OF OPERATION OF OIL WELL WITH SIMULTANEOUS MEASUREMENT OF ITS DEBIT |
| RU2457325C2 (en) * | 2007-02-25 | 2012-07-27 | Нетворк Текнолоджиз Лимитед | Drilling infrastructure for combined work |
| CN103685370A (en) * | 2012-09-07 | 2014-03-26 | 珠海格力电器股份有限公司 | MODBUS data processing method and device, gateway server and memory |
| US9810058B2 (en) * | 2013-10-02 | 2017-11-07 | Bergen Technology Center As | Petroleum well downhole logging tool with high speed data bus |
| RU2647714C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Геофизмаш" | Method of collecting information in a sensor system |
| US10746015B2 (en) * | 2017-05-29 | 2020-08-18 | GE Sensing & Inspection Technologies, GmbH | Oil and gas industrial machine monitoring |
| RU2652220C1 (en) * | 2017-06-27 | 2018-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
| US20200157922A1 (en) * | 2017-07-25 | 2020-05-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Internet of things gateway systems and methods for oil and gas fields |
| CN211293730U (en) * | 2019-12-30 | 2020-08-18 | 昆明联诚科技股份有限公司 | Modbus gateway unit module for PLC |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2013296744B2 (en) | Monitoring, diagnosing and optimizing electric submersible pump operations | |
| US6446014B1 (en) | Method and apparatus for measuring and controlling the flow of fluids from coal seam gas wells | |
| EP2910729B1 (en) | Systems and methods for localized well analysis and control | |
| EP2872736B1 (en) | Monitoring and diagnosing water flooded reservoirs | |
| EP2910730A2 (en) | Systems and methods for locally performing well testing | |
| WO2014100032A4 (en) | System and method for production reservoir and well management using continuous chemical measurement | |
| EA026278B1 (en) | Method for estimating reservoir pressure in a subsurface hydrocarbon reservoir and computer system and computer-readable medium used therein | |
| AU2013201757A1 (en) | Wellbore real-time monitoring and analysis of fracture contribution | |
| EP2907966A2 (en) | Multi-use data processing circuitry for well monitoring | |
| RU2341647C1 (en) | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method | |
| CN106837325B (en) | System and method for collecting multiphase measurements at a wellsite | |
| RU2600254C2 (en) | System and methods for optimising extraction and pumping, limited by process complex, in integrated reservoir bed and collecting network | |
| US11262282B2 (en) | Analyzing drilling fluid rheology at a drilling site | |
| CA2938694A1 (en) | Modified black oil model for calculating mixing of different fluids in a common surface network | |
| RU2756138C1 (en) | Method for collecting and transmission of data used for calculation of parameters of multi-phase product flow of oil and gas wells | |
| US10108167B2 (en) | Systems and methods for adjusting production of a well using gas injection | |
| CA3082125C (en) | Calculating energy based net pressure and corresponding discharge area observed during hydraulic stimulation processes | |
| RU2754408C1 (en) | Distributed system and method for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluids extracted from oil and gas wells | |
| RU2281238C2 (en) | Monitoring device to control underground reservoir construction in soluble salts through boreholes |