RU2775186C1 - Method for determining the free gas content at the borehole pump suction - Google Patents
Method for determining the free gas content at the borehole pump suction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775186C1 RU2775186C1 RU2021123593A RU2021123593A RU2775186C1 RU 2775186 C1 RU2775186 C1 RU 2775186C1 RU 2021123593 A RU2021123593 A RU 2021123593A RU 2021123593 A RU2021123593 A RU 2021123593A RU 2775186 C1 RU2775186 C1 RU 2775186C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- gas
- volume
- intake
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 claims description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Заявляемое изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности на нефтяных месторождениях в скважинной добыче нефти. Разработанная технология предусматривает организацию контроля содержания свободного газа в скважинной жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса.The claimed invention is intended for use in the oil industry in oil fields in downhole oil production. The developed technology provides for the organization of control of the content of free gas in the well fluid entering the intake of a deep-well electric submersible pump.
Содержание свободного газа в жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН), не должно превышать определенной величины. Для многих конструкций ЭЦН величина рассматриваемого параметра не должна превышать 20% или в долях - не более 0,20. Под этим параметров 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 liquid entering the intake of a deep electric submersible pump (ESP) should not exceed a certain value. For many ESP designs, the value of the considered parameter should not exceed 20% or in fractions - not more than 0.20. This parameter refers to the ratio of the volume of free gas to the volume of the gas-liquid composition. When the free gas content (SSG) exceeds a critical value, unstable operation of the deep-well pumping unit occurs up to the disruption of the fluid supply to the wellhead (source: p. 301 of the book Kabirov M.M., Gafarov S.A. Downhole oil production: 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 накоплению жидкости в кольцевом межтрубном пространстве и росту давления на приеме насоса и как следствие - к снижению величины ССГ. Необходимое измерение содержания свободного газа на приеме насоса на скважинах не ведется по техническим причинам - отсутствует методика и средство измерений.Constant monitoring of this parameter at the intake of a deep-well pump makes it possible to quickly reduce the performance of the ESP by changing the rotational speed of the shaft and impellers of the submersible electric motor (SEM). A decrease in pump performance leads to fluid accumulation in the annular annular space and an increase in pressure at the pump intake and, as a result, to a decrease in the SSH value. The necessary measurement of the content of free gas at the pump intake in wells is not carried out for technical reasons - there is no method and measuring tool.
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 смеси 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.Invention No. 2521091 is known according to the RF patent "Method for determining the saturation pressure of oil with gas" (published on June 27, 2014), which determines the saturation pressure of oil with gas (P sat ) by changing the pressure at the intake of a deep ESP using a frequency current controller that feeds the pump SEM . 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 mixture in the annular space on the pressure at the pump intake is obtained, according to which the parameter Psat is determined. According to the invention, it is not possible to determine the free gas content at the pump inlet.
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 of the country find the content of free gas in the liquid transported through the pipelines of the oil gathering system according to the method described in the book by Persiansev M.N. "Improvement of the processes of separation of oil from gas in field conditions". - M.: Nedra-Businesscenter LLC, 1999. - 283 (the method is described on pages 148-153). The technique provides for the transfer of a small volume pipeline liquid into the UOSG-100M device, which, in fact, is a variable volume chamber equipped with a technical high-precision pressure gauge. This device and technique are not applicable to determine the DSG at the intake of a deep-well pump, since the measuring device is not adapted to downhole conditions and is not adapted to work without human intervention.
В качестве прототипа по заявке выбран способ оценки ССГ на приеме скважинного насоса (патент РФ на изобретение №2667183, опубл. 17.09.2018, бюл. 26). Под электроцентробежным насосом устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии по вертикали и по их показаниям и математической формуле находят количественное присутствие газа в поступающей в насос продукции пласта и скважины. Недостатком способа является то, что дорогостоящих датчиков необходимо два и по способу не учитывается температура флюидов на входе в насос, между тем температура является информативным параметром при оценке состояния газовой среды.As a prototype according to the application, a method for assessing the SSG at the intake of a borehole pump was chosen (RF patent for the invention No. 2667183, publ. 17.09.2018, bull. 26). Under the electric centrifugal pump, two pressure sensors are installed at a fixed distance along the vertical, and according to their readings and the mathematical formula, the quantitative presence of gas in the formation and well production entering the pump is found. The disadvantage of this method is that two expensive sensors are required and the method does not take into account the temperature of the fluids at the pump inlet, while the temperature is an informative parameter in assessing the state of the gaseous medium.
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 массовом содержании нефти и воды в пластовой продукции, плотности частично дегазированной нефти и компонентном составе добываемой пластовой нефти.The technical task of the invention is to develop a method for finding the free gas content in the flow of well products entering the intake of an electric centrifugal pump, based on operational information about the mass content of oil and water in the formation product, the density of partially degassed oil and the component composition of the produced formation oil.
Техническая задача по заявляемому изобретению решается тем, что по способу определения содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, основанному на использовании датчика давления в зоне приема насоса, согласно изобретению рядом с датчиком давления дополнительно располагают датчик температуры, над насосом в ближайшей к насосу лифтовой трубе устанавливают влагомер, по показаниям двух датчиков, влагомера и предварительно полученной информации по дегазации пластовой нефти определяют последовательно для 1 моль пластовой нефти в составе газожидкостной смеси в зоне насоса: объем свободного газа по формуле 1, объем жидкой фазы газожидкостного смеси - по формуле 2 и содержание свободного газа - по формуле 3.The technical problem according to the claimed invention is solved by the fact that according to the method for determining the content of free gas at the well pump intake, based on the use of a pressure sensor in the pump intake area, according to the invention, a temperature sensor is additionally located next to the pressure sensor, above the pump in the lift pipe closest to the pump is installed moisture meter, according to the readings of two sensors, a moisture meter and previously obtained information on the degassing of reservoir oil, are determined sequentially for 1 mol of reservoir oil in the composition of the gas-liquid mixture in the pump zone: the volume of free gas according to
где:where:
VПНГ - объем свободного попутного нефтяного газа на приеме насоса, выделившийся из 1 моль пластовой нефти в литрах;V APG - the volume of free associated petroleum gas at the pump intake, released from 1 mol of reservoir oil in liters;
V - мольная доля углеводородов газожидкостной смеси (ГЖС) в газовой фазе при замеренных значениях давления и температуры (определяется лабораторным или расчетным способом), доли;V is the mole fraction of hydrocarbons in the gas-liquid mixture (GZhM) in the gas phase at measured values of pressure and temperature (determined by a laboratory or calculation method), shares;
Ратм - атмосферное давление, равное 0,1 МПа;P atm - atmospheric pressure equal to 0.1 MPa;
Рприем - давление на приеме насоса по показанию датчика давления, МПа;P intake - pressure at the pump intake as indicated by the pressure sensor, MPa;
Тприем - температура флюидов на приеме насоса, °К;T intake - fluid temperature at the pump intake, °K;
Тнорм - нормальная температура, 273°К;T norms - normal temperature, 273°K;
Vжид - объем жидкой фазы ГЖС, л;V liquid - the volume of the liquid phase of the GZhS, l;
Мдег. н - масса 1 моль частично дегазированной нефти в зоне насоса, г;M money. n is the mass of 1 mol of partially degassed oil in the pump zone, g;
ρдег. н - плотность дегазированной нефти по данным лабораторных измерений, г/см3;ρ money n - density of degassed oil according to laboratory measurements, g/cm 3 ;
fводы - массовая доля воды в пластовой продукции, доли;f water - mass fraction of water in reservoir products, shares;
Мпл. н - масса одной моли пластовой нефти, г;M pl. n is the mass of one mole of formation oil, g;
Рводы - плотность попутно добываемой воды, г/см3;Р water - density of produced water, g/cm 3 ;
ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;SSG - content of free gas, fractions of a unit;
Vдег. н - объем частично дегазированной нефти в составе ГЖС;V money n - the volume of partially degassed oil in the composition of GZhS;
Vводы - объем водной фазы в составе ГЖС.V water - the volume of the aqueous phase in the GZhS.
В основе расчетно-измерительного способа заложено наблюдение за состоянием 1 моль пластовой нефти. При ее подъеме давление становится ниже давления насыщения нефти газом и появляется свободный газ, распределенный в объеме жидкой фазы. Объем газовой фазы определяется методом материального баланса, впервые описанный Д.Л. Катцем в 1933 году. Метод используется для расчета производительности газосепараторов в системе сбора и подготовки скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Наиболее доступно на русском языке метод описан в следующих работах:The calculation and measurement method is based on monitoring the state of 1 mol of reservoir oil. When it rises, the pressure becomes lower than the saturation pressure of oil with gas and free gas appears, distributed in the volume of the liquid phase. The volume of the gas phase is determined by the material balance method, first described by D.L. Katz in 1933. The method is used to calculate the performance of gas separators in the system for collecting and preparing well products in oil fields. The most accessible method in Russian is described in the following works:
1. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технология и оборудование: учебное пособие / Сулейманов Р.С, Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. - Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. - 450 с.1. Collection, preparation and storage of oil and gas. Technology and equipment: textbook / Suleymanov R.S., Khafizov A.R., Shaydakov V.V. and others - Ufa: "Oil and Gas Business", 2007. - 450 p.
2. Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и подготовки скважинной продукции; учебное пособие / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев, М.Ю. Тарасов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. - 124 с.2. Technological calculation and selection of standard equipment for installations of the system for collecting and preparing well products; study guide / S.A. Leontiev, R.M. Galikeev, M.Yu. Tarasov. - Tyumen: Tsogu, 2015. - 124 p.
В формуле 1 количество моль (параметр V) ПНГ умножается на объем 1 моль любого газа при нормальных условиях, далее объем этого количества газа приводится в соответствие термобарическим условиям на приеме глубинного насоса.In
В формуле 2 масса пластовой Мпл. н и дегазированной нефти Мдег. н определяются расчетным путем (метод материального баланса) или лабораторным способом. Долю воды в составе пластовой продукции показывает влагомер, установленный над насосом в колонне НКТ. При его отсутствии этот параметр определяется по данным лабораторного анализа устьевых проб скважинной жидкости.In
Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на фигуре, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - датчик давления в составе термоманометрической системы (ТМС), 5 - датчик температуры, 6 - влагомер, 7 - кабель электропитания датчиков, ПЭД и канала обратной связи, 8 - станция управления скважиной, 9 - газожидкостной состав, состоящий из свободного газа 10, и жидкой фазы 11 (частично дегазированная нефть и пластовая вода).A diagram of the well equipment for implementing the proposed method is shown in the figure, where 1 is the casing string of an oil well, 2 is a tubing string (lift pipes), 3 is a deep pumping unit (ESP) with a submersible electric motor (SEM), 4 is a pressure sensor as part of a thermomanometric system (TMS), 5 - temperature sensor, 6 - moisture meter, 7 - power supply cable for sensors, SEM and feedback channel, 8 - well control station, 9 - gas-liquid composition, consisting of
Содержание свободного газа на приеме насоса нефтедобывающей скважины по изобретению определяется в следующем порядке:The content of free gas at the pump intake of an oil well according to the invention is determined in the following order:
1. Из пластовой зоны скважины отбирается пластовая нефть и в лабораторных условиях производится ее контактная дегазация с замером объема выделившегося газа и свойств дегазированной нефти (объем и плотность) при различных термобарических условиях.1. Reservoir oil is taken from the reservoir zone of the well and its contact degassing is carried out in laboratory conditions with the measurement of the volume of released gas and the properties of degassed oil (volume and density) under various thermobaric conditions.
2. Скважина с УЭЦН комплектуется двумя датчиками в составе ТМС: давления 4 и температуры - 5, а также влагомером 6, расположенным выше ЭЦН внутри ближайшей к насосу НКТ.2. A well with an ESP is equipped with two sensors as part of the TMS:
3. В память контроллера станции управления вносятся все данные по дегазации пластовой нефти при различных термобарических условиях, а также методика расчета мольной доли углеводородов в газовой фазе (параметр V) для известных термобарических условий.3. All data on reservoir oil degassing under various pressure and temperature conditions are entered into the memory of the control station controller, as well as the method for calculating the mole fraction of hydrocarbons in the gas phase (parameter V) for known pressure and temperature conditions.
4. С заданной частотой на контроллер станции управления с датчиков давления и температуры и влагомера поступает необходимая информация, и контроллер по заданным алгоритмам и формулам находит ССГ на приеме насоса. Сообщает эти данные на компьютеры технического персонала предприятия.4. With a given frequency, the necessary information is received from the pressure and temperature sensors and the moisture meter to the controller of the control station, and the controller, according to the given algorithms and formulas, finds the SSG at the pump intake. Reports this data to the computers of the technical personnel of the enterprise.
При необходимости контроллер станции управления может самостоятельно привести в соответствие ССГ на приеме насоса путем изменения производительности глубинного насоса с помощью частотного преобразователя тока питания погружного электродвигателя установки.If necessary, the controller of the control station can independently adjust the SSG at the pump intake by changing the productivity of the deep-well pump using a frequency converter for supplying the unit's submersible electric motor.
Приведем расчеты для гипотетической скважины, находящейся на одном из нефтяных месторождений северо-запада республики Башкортостан. Скважинная продукция представляет собой эмульсию с массовой обводненностью 40% и относительно малым газосодержанием пластовой нефти (19-20 м3/т).Let us present the calculations for a hypothetical well located at one of the oil fields in the north-west of the Republic of Bashkortostan. The well production is an emulsion with a mass water cut of 40% and a relatively low gas content of reservoir oil (19-20 m 3 /t).
Исходная информация по скважине, исходя из показаний датчиков давления и температуры, а также предварительно проведенных лабораторных исследований пластовой нефти (процесс ступенчатой дегазации) приводится ниже:The initial information on the well, based on the readings of pressure and temperature sensors, as well as preliminary laboratory studies of reservoir oil (staged degassing process) is given below:
- мольная доля ПНГ после сепарации V=0,15;- mole fraction of APG after separation V=0.15;
- давление на приеме насоса Рприем=0,4 МПа;- pressure at the pump intake P intake = 0.4 MPa;
- температура на приеме насоса Тприем=300°К;- temperature at the pump intake T intake =300°K;
- масса 1 моль пластовой нефти Мпл. н=178 грамм;- mass of 1 mol of reservoir oil M pl. n = 178 grams;
- масса 1 моль частично дегазированной нефти Мдег. н=160 г- weight of 1 mol of partially degassed oil M deg. n \u003d 160 g
- плотность частично дегазированной нефти рдег. н=0,865 г/см3;- density of partially degassed oil p deg. n \u003d 0.865 g / cm 3 ;
- плотность пластовой воды ρв=1,170 г/см3;- formation water density ρ in =1.170 g/cm 3 ;
Согласно изобретению контроллер станции управления скважиной последовательно по формулам 1-3 находит содержание свободного газа на приеме насоса:According to the invention, the controller of the well control station sequentially, according to formulas 1-3, finds the content of free gas at the pump intake:
Содержание свободного газа равно 0,243 или 24,3%. 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. Понижение частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД глубинной установки, приводит к снижению 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 0.243 or 24.3%. This is beyond the allowable value of DSG, so the controller of the control station must, firstly, inform the plant personnel that the well is not operating in the optimal mode and, secondly, take measures to reduce DSG. Reducing the frequency of the electric current supplied to the ESM of a deep installation leads to a decrease in the performance of the electric centrifugal pump. This, in turn, will lead to the dynamic level approaching the wellhead, increasing the pressure in the pump area and reducing the free gas content at the pump intake to an acceptable value - less than 20%.
Исходя из показаний трех датчиков и данных метода материального баланса по математической формуле, определяется содержание свободного газа в зоне приемных отверстий глубинного скважинного насоса. Технологический эффект заключен в поддержании ССГ ниже допустимого значения и в продлении срока службы электронасосной установки нефтедобывающей скважины.Based on the readings of three sensors and the data of the material balance method using a mathematical formula, the content of free gas in the area of the intake holes of the downhole pump is determined. The technological effect lies in maintaining the DSG below the permissible value and in extending the service life of the electric pumping unit of an oil well.
Claims (20)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775186C1 true RU2775186C1 (en) | 2022-06-28 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU66420U1 (en) * | 2007-04-10 | 2007-09-10 | Леонид Степанович Милютин | OCHNO OIL WELL PRODUCT HYDROMETER |
| WO2007129897A1 (en) * | 2006-05-05 | 2007-11-15 | Multi Phase Meters As | A method and apparatus for tomographic multiphase flow measurements |
| RU2006146906A (en) * | 2006-12-28 | 2008-11-27 | "Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно)" (Sc) | METHOD FOR DETERMINING WATER CONTENT IN MULTIPHASE OIL AND GAS MIXTURE |
| RU129256U1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственное Объединение "МФ Технологии" | DEVICE FOR DETERMINING THE COMPONENT COMPOSITION OF OIL AND GAS WELL PRODUCTS |
| RU2667183C1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007129897A1 (en) * | 2006-05-05 | 2007-11-15 | Multi Phase Meters As | A method and apparatus for tomographic multiphase flow measurements |
| RU2006146906A (en) * | 2006-12-28 | 2008-11-27 | "Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно)" (Sc) | METHOD FOR DETERMINING WATER CONTENT IN MULTIPHASE OIL AND GAS MIXTURE |
| RU66420U1 (en) * | 2007-04-10 | 2007-09-10 | Леонид Степанович Милютин | OCHNO OIL WELL PRODUCT HYDROMETER |
| RU129256U1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственное Объединение "МФ Технологии" | DEVICE FOR DETERMINING THE COMPONENT COMPOSITION OF OIL AND GAS WELL PRODUCTS |
| RU2667183C1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| US8028753B2 (en) | System, method and apparatus for controlling the flow rate of an electrical submersible pump based on fluid density | |
| RU2610941C1 (en) | Evaluation method of production watering in oil-producing well | |
| US20230417583A1 (en) | Wide range multi-phase flow meter | |
| RU111190U1 (en) | OIL PRODUCING WELL WITH ARTIFICIAL INTELLIGENCE | |
| CN105019841A (en) | Drilling fluid quantitative degassing device | |
| Banjar et al. | Experiments and emulsion rheology modeling in an electric submersible pump | |
| RU2674351C1 (en) | Method for estimating the water cut of well oil | |
| RU2581180C1 (en) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units | |
| Al-Safran et al. | Investigation and prediction of high-viscosity liquid effect on two-phase slug length in horizontal pipelines | |
| NO178906B (en) | Method and apparatus for optimizing the transfer of fluids by pumping | |
| US10712183B2 (en) | Determining flow rates of multiphase fluids | |
| Amaral et al. | On the influence of viscosity on ESP performance | |
| RU2775186C1 (en) | Method for determining the free gas content at the borehole pump suction | |
| US10612363B2 (en) | Electric submersible pump efficiency to estimate downhole parameters | |
| AU2019259296A1 (en) | Improved flow measurement | |
| RU2667183C1 (en) | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump | |
| 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 | |
| JP2009288231A (en) | Pump flow measuring device | |
| RU2685379C1 (en) | Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well | |
| Porcel et al. | Experimental Study on the Performance of Electrical Submersible Pump Operating with Ultraviscous Oil | |
| RU2630014C1 (en) | Method for determining mass of solvent in oil-producing well | |
| Biazussi et al. | Experimental study and modeling of heating effect in electrical submersible pump operating with ultra-heavy oil | |
| RU2676109C1 (en) | Method for controlling moisture content in oil-drilling well products |