WO2021112706A1 - Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа - Google Patents

Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа Download PDF

Info

Publication number
WO2021112706A1
WO2021112706A1 PCT/RU2019/000898 RU2019000898W WO2021112706A1 WO 2021112706 A1 WO2021112706 A1 WO 2021112706A1 RU 2019000898 W RU2019000898 W RU 2019000898W WO 2021112706 A1 WO2021112706 A1 WO 2021112706A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
well
lift
agent
flow rate
Prior art date
Application number
PCT/RU2019/000898
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Константин Васильевич РЫМАРЕНКО
Сергей Вячеславович ГРИЩЕНКО
Василий Алексеевич КАБАНОВ
Original Assignee
Акционерное Общество "Научно-Производственная Фирма "Сиант"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное Общество "Научно-Производственная Фирма "Сиант" filed Critical Акционерное Общество "Научно-Производственная Фирма "Сиант"
Publication of WO2021112706A1 publication Critical patent/WO2021112706A1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01S—RADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S17/00—Systems using the reflection or reradiation of electromagnetic waves other than radio waves, e.g. lidar systems
    • G01S17/88—Lidar systems specially adapted for specific applications
    • G01S17/93—Lidar systems specially adapted for specific applications for anti-collision purposes
    • G01S17/933—Lidar systems specially adapted for specific applications for anti-collision purposes of aircraft or spacecraft
    • H—ELECTRICITY
    • H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
    • H05B47/00—Circuit arrangements for operating light sources in general, i.e. where the type of light source is not relevant
    • H05B47/10—Controlling the light source
    • H05B47/16—Controlling the light source by timing means
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • 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
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
    • H05B47/00—Circuit arrangements for operating light sources in general, i.e. where the type of light source is not relevant
    • H05B47/10—Controlling the light source
    • H05B47/175—Controlling the light source by remote control
    • H05B47/19—Controlling the light source by remote control via wireless transmission

Definitions

  • the invention relates to the mining industry and can be used in the production of hydrocarbons, water, acid-base and salt solutions and other liquids by the gas lift method.
  • the gas-lift agent is fed to the control unit and, depending on the operating mode - the main and the reserve one, is sent to the corresponding technological line.
  • the flow is regulated by means of a shut-off valve.
  • the gas-lift agent is supplied through a flow meter and a remotely controlled control valve.
  • the amount of gas-lift agent consumed for the operation of an oil well is determined using a flow meter.
  • the regulation of the flow rate and pressure of the gas lift agent is carried out through a control valve. In this case, the position of the control valve is determined according to a predetermined algorithm depending on the flow rate of the agent, which is determined using a flow meter, and is compared with the specified flow rate.
  • the operation of the device in automatic modes is controlled by the control unit based on the specified parameters.
  • the above-described system is technologically advanced, makes it possible to manage with one "tie-in" into the pipeline system for supplying a gas-lift agent and quite quickly allows changing its flow rate in accordance with the current parameters.
  • the technical result consists in ensuring a consistently high accuracy of regulating the agent flow rate without reducing the service intervals of operation and the possibility of optimizing the agent flow rate / fluid production ratio during multi-well operation.
  • the technical result is achieved by the fact that the automated system for increasing the efficiency of gas-lift wells contains for each well a control unit installed at the inlet to the annulus of the well, and a unit for monitoring fluid production parameters installed at the outlet of the tubing of the well, as well as at least one control unit, functionally connected with all nodes of regulation and control of parameters.
  • agent - a gas, a mixture of gases or a gas-liquid mixture supplied from external sources (or one common source) into the wells to displace the fluid produced by the well;
  • control unit - a device for processing the received information and sending commands to other devices based on the results of such processing.
  • the automated system for increasing the efficiency of gas-lift wells operation contains a control unit 2 (UR), which includes a temperature sensor 3 at the inlet of the UR, a pressure sensor 4 at the inlet of the UR, a gate-operated valve (ZRK UR) 5 with an actuator 6, a sensor 7 pressure at the outlet of the UR, the flow meter 8 of the agent, the sensor 9 of the outlet temperature of the UR, the unit 16 for controlling the parameters (UCP) of fluid production, including the temperature sensor 17 at the inlet of the UCP, the sensor 18 of the pressure at the inlet of the UCP, a shut-off valve (ZRK UCP) 19 with an actuator 20, a pressure sensor 21 at the outlet of the UKP, a fluid flow sensor 22, a temperature sensor 23 at the outlet of the UKP, a control unit 24.
  • UR control unit 2
  • UR which includes a temperature sensor 3 at the inlet of the UR, a pressure sensor 4 at the inlet of the UR, a gate-operated valve
  • the drawing shows a source 1 of the agent, a well 10 with an annular space 11, gas lift valves 12, a tubing 13, a pressure gauge 14, a fiber optic cable 15 for a distributed system for measuring temperature, noise, voltage, pressure and other distributed parameters.
  • the agent From source 1, the agent enters node 2 via the main line, where its supply to the well 10 is monitored.
  • the agent supply volume is controlled by the SAM 5 controlled from the control unit 24 by means of the actuator 6 according to the specified software algorithms. For example, if it is necessary to increase or decrease the volume of the injected agent, BU 24 sends a command to IM 6 to change the flow area (open or close) of the SAM 5, respectively. If necessary, it is possible to switch to the manual control method of the air defense system 5. In the same way, the air defense system 5 allows you to control the pressure in the annulus 11 of the well 10.
  • Sensors 3 and 9 of temperature at the inlet / outlet of the UR 2 allow to control the temperature difference between the sections before and after the SAM 5. Control of this parameter allows you to monitor the presence of the agent supply, as well as the injection volumes (taken into account when calculating the so-called theoretical agent flow rate). The temperature difference is also an indirect sign when determining the beginning of the formation of a hydrate plug in the pipeline. Data from sensors 3 and 9 are sent to BU 24 for processing.
  • Pressure sensors 4 and 7 at the inlet / outlet of the UR 2 allow you to control the pressure difference between the sections before and after the SAM 5. Control of this parameter also allows you to monitor the presence of the agent supply, as well as the injection volumes (taken into account when calculating the so-called theoretical agent flow rate). Data from sensors 4 and 7 are sent to BU 24 for processing. The flow meter 8 makes it possible to measure the volume of the gas-lift agent actually injected into the well 10. The data from the sensor is sent to BU 24.
  • the agent enters the annulus 11 of the well 10, from where it is fed through the gas-lift valves 12 to the tubing (tubing) 13.
  • the fluid rising along the tubing 13 enters the unit 16, which performs the function of monitoring production operating parameters.
  • the shut-off valve 19, which is part of the assembly 16, provides regulation of the volume of the produced fluid.
  • the control unit 24 By analogy with the air defense missile system 5, it is controlled by the control unit 24 by means of the actuator 20, according to the specified software algorithms, and also, if necessary, manually.
  • Temperature sensors 17 and 23 at the inlet / outlet UKP 16 allow you to control the temperature drop in the fluid. Data from sensors 17 and 23 are sent to BU 24 for processing.
  • Sensors 18 and 21 pressure at the inlet / outlet UKP 16 allow you to monitor the fluid pressure drop on the flow line of the well 10 and after the SAM 19. Data from the sensors 18 and 21 are sent to the BU 24 for processing.
  • the sensor 22 of the flow rate of the fluid allows you to measure the actual volume of production of fluid.
  • the data from the sensor is sent to BU 24.
  • the data from the pressure gauge are sent to the BU (24).
  • Processing in a common control unit 24 of all parameters coming from the elements of the inventive system allows you to optimize the overall ratio: fluid production / agent flow rate, the entire set of wells included in the system, or (if necessary) separately for each well or their partial set.
  • the proposed technical solution allows well operation with both constant and periodic injection of the agent. And, accordingly, in a periodic mode, controlling all parameters of the system, it is possible to optimize the periodic gas lift. With the help of the ZRK at the outlet, it is possible to control and maintain the wellhead / buffer pressure, and thus also optimize the injection (that is, for each value of the wellhead / buffer pressure, set and maintain the necessary and optimal injection of the agent).
  • the inventive automated system for increasing the efficiency of gas-lift wells provides the possibility of various modes of supplying a gas-lift agent to each well and allows an increase in the total volume of fluid production with minimal agent consumption.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Optical Communication System (AREA)

Abstract

Изобретение относится к добывающей отрасли и может быть использовано при добыче углеводородов, воды, кислотно-щелочных и солевых растворов и иных жидкостей газлифтным способом. Технический результат заключается в обеспечении стабильно высокой точности регулирования расхода агента без уменьшения межсервисных периодов времени эксплуатации и возможности оптимизации соотношения расход агента/добыча флюида при многоскважинной эксплуатации. Технический результат достигается тем, что автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации содержит для каждой скважины узел регулирования, установленный на входе в затрубное пространство скважины, и узел контроля параметров добычи флюида, установленный на выходе из насосно-компрессорной трубы скважины, а также по меньшей мере один блок управления, функционально связанный со всеми узлами регулирования и контроля параметров. Заявляемая автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации обеспечивает возможность различных режимов подачи газлифтного агента в каждую скважину и позволяет увеличить общий объем добычи флюида при минимальном расходе агента.

Description

Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации
Изобретение относится к добывающей отрасли и может быть использовано при добыче углеводородов, воды, кислотно-щелочных и солевых растворов и иных жидкостей газлифтным способом.
Известны различные способы газлифтной добычи нефти из скважины, требующие использования газового или газожидкостного агента, в процессе которых обеспечивается сбор и обработка информации, поступающей с первичных датчиков-преобразователей, выработка команд управления исполнительными механизмами, обеспечивающими оптимальный режим работы скважины, накопление полученной информации для формирования статистических данных и контроля над состояниями нефтяной скважины, а также для формирования аварийных сигналов и команд. Реализация известных способов эксплуатации скважины осуществляется при помощи систем управления, включающих распределенные по нефтепроводу устройства нагнетания агента (газа высокого давления, либо газовой или газожидкостной смеси) в нефтяную скважину, устройства измерения расхода нагнетаемого агента, устройства измерения температуры получаемого из скважины флюида, клапанов регулировки расхода агента и т.п. (см. патенты US 4267885, МКП Е21В 43/12, опубликован 19.05.1981 г.; US а4738313, МКП Е21В 43/12, опубликован 19.04.1988 г.).
Основными недостатками таких систем управления являются низкая точность регулирования расхода газа, связанная с большим числом измеряемых параметров различными датчиками на различных участках системы, что в сумме приводит к накоплению погрешности измерений, и, как следствие, - неоптимальным режимам работы скважины, и сложность их эксплуатации и обслуживания. Известно принятая в качестве ближайшего аналога система регулирования и подачи газлифтного газа для эксплуатации скважины с применением постоянного и периодического газлифта (см. патент RU J » 173107, МПКЕ21В 34/16, Е21В 43/12, опубликован 11.08.2017 г.), содержащая узел регулирования, установленный непосредственно перед нефтяной скважиной, работающей газлифтным способом, состоящий из запорной отсекающей арматуры, расходомера, регулирующего клапана с дистанционно- управляемым приводом, свечного трубопровода с запорной арматурой, а также запорной отсекающей арматуры с дистанционно-управляемым приводом для обеспечения постоянной или периодической подачи газлифтного газа и байпасной линии, состоящей из запорной отсекающей арматуры и ручного клапана, и блок управления, функционально связанный с узлом регулирования.
Система работает следующим образом.
Газлифтный агент подается в узел регулирования и в зависимости от режима работы - основной и резервный, направляется на соответствующую технологическую линию. Регулирование потока происходит посредством запорной отсекающей арматуры. В основном режиме работы устройства газлифтный агент подается через расходомер и регулирующий клапан, управляемый дистанционно. Количество газлифтного агента, расходуемого на эксплуатацию нефтяной скважины, определяется при помощи расходомера. Регулирование расхода и давления газлифтного агента осуществляется через регулирующий клапан. При этом положение регулирующего клапана определяется по заданному алгоритму в зависимости от расхода агента, определяемого при помощи расходомера, и сопоставляемому с заданным расходом. При отклонении данных расхода агента на расходомере от заданных осуществляется изменение положения регулирующего клапана. Запорная отсекающая арматура, установленная после регулирующего клапана, работает в автоматическом режиме и находится в положении «открыто». В аварийных ситуациях, а также в случаях проведения планово-предупредительных и ремонтных работ, сброс газлифтного агента в атмосферу осуществляется через свечной трубопровод с запорной арматурой. При резервном режиме работы установки газлифтный агент подается через ручной клапан. Для недопущения изменения потока среды в технологической системе и для предотвращения попадания скважинной продукции в узел регулирования предусмотрен клапан обратный, расположенный непосредственно на трубопроводе подачи газлифтного агента из узла регулирования 1 в нефтяную скважину.
Управление работой устройства в автоматических режимах осуществляется блоком управления на основе заданных параметров.
Вышеописанная система технологична, позволяет обходиться одной «врезкой» в трубопроводную систему подачи газлифтного агента и достаточно оперативно позволяет менять его расход в соответствии с текущими параметрами.
Недостатком известной системы является необходимость произведения корректирующих расчетов для расходомера при изменении химических или физических параметров подаваемого в скважину агента, а также его периодических поверок, что приводит к снижению соотношения время работы/время обслуживания. В противном случае снижается точность при регулировании расхода агента. Кроме того, данная система не позволяет оптимально регулировать расход агента в случае его подачи от одного источника на несколько скважин.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является создание автоматической системы, обеспечивающей точное регулирование расхода агента при газлифтном способе добычи как в случае использования на единичной скважине, так и при работе с несколькими скважинами от одного источника агента.
Технический результат заключается в обеспечении стабильно высокой точности регулирования расхода агента без уменьшения межсервисных периодов времени эксплуатации и возможности оптимизации соотношения расход агента/добыча флюида при многоскважинной эксплуатации. Технический результат достигается тем, что автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации содержит для каждой скважины узел регулирования, установленный на входе в затрубное пространство скважины, и узел контроля параметров добычи флюида, установленный на выходе из насосно- компрессорной трубы скважины, а также по меньшей мере один блок управления, функционально связанный со всеми узлами регулирования и контроля параметров.
В рамках данной заявки используемые в ней термины имеют следующие значения:
- агент - газ, смесь газов или газожидкостная смесь, подаваемая от внешних источников (либо одного общего источника) в скважины для вытеснения добываемого скважиной флюида;
- блок управления - устройство обработки получаемой информации и подачи команд другим устройствам по результатам такой обработки.
Заявляемое техническое решение поясняется чертежом, на котором представлена принципиальная схема автоматизированной системы с дополнительными элементами.
Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации содержит узел 2 регулирования (УР), в состав которого входят датчик 3 температуры на входе УР, датчик 4 давления на входе УР, запорно-регулируемый клапан (ЗРК УР) 5 с исполнительным механизмом 6, датчик 7 давления на выходе УР, расходомер 8 агента, датчик 9 температуры на выходе УР, узел 16 контроля параметров (УКП) добычи флюида, включающий датчик 17 температуры на входе УКП, датчик 18 давления на входе УКП, запорно-регулируемый клапан (ЗРК УКП) 19 с исполнительным механизмом 20, датчик 21 давления на выходе УКП, датчик 22 расхода флюида, датчик 23 температуры на выходе УКП, блок 24 управления. Кроме того, на чертеже представлены источник 1 агента, скважина 10 с затрубным пространством 11, газлифтными клапанами 12, насосно- компрессорной трубой 13, манометр 14, оптоволоконный кабель 15 для распределенной системы измерения температуры, шума, напряжений, давления и других распределенных параметров.
Процесс работы заявляемой системы реализуется следующим образом.
От источника 1 агент по магистрали поступает в узел 2, в котором осуществляется контроль его подачи в скважину 10. Регулирование объема подачи агента осуществляется при помощи ЗРК 5, управляемого с блока 24 управления посредством исполнительного механизма 6 согласно заданным алгоритмам ПО. Например, если необходимо увеличить или уменьшить объём закачиваемого агента, БУ 24 отправляет команду ИМ 6 изменить проходное сечение (открывать или закрывать) ЗРК 5, соответственно. В случае необходимости, существует возможность перехода на ручной способ управления ЗРК 5. Таким же образом ЗРК 5 позволяет контролировать давление в затрубном пространстве 11 скважины 10.
Датчики 3 и 9 температуры на входе/выходе УР 2 позволяют контролировать перепад температур между участками до и после ЗРК 5. Контроль данного параметра позволяет отслеживать наличие подачи агента, а также объёмы закачки (учитывается при расчете так называемого теоретического расхода агента). Перепад температур также является косвенным признаком при определении начала образования гидратной пробки в трубопроводе. Данные с датчиков 3 и 9 отправляются на БУ 24 для обработки.
Датчики 4 и 7 давления на входе/выходе УР 2 позволяют контролировать перепад давлений между участками до и после ЗРК 5. Контроль данного параметра также позволяет отслеживать наличие подачи агента, а также объёмы закачки (учитывается при расчете так называемого теоретического расхода агента). Данные с датчиков 4 и 7 отправляются на БУ 24 для обработки. Расходомер 8 позволяет измерять объём фактически закачиваемого в скважину 10 газлифтного агента. Данные с датчика отправляются на БУ 24.
После узла 2 агент поступает в затрубное пространство 11 скважины 10, откуда через газлифтные клапаны 12 подается в насосно-компрессорную трубу (НКТ) 13. Поднимающийся по НКТ 13 флюид (газожидкостная смесь) попадает в узел 16, выполняющий функцию контроля эксплуатационных параметров добычи.
Входящий в состав узла 16 запорно-регулируемый клапан 19, обеспечивает регулирование объема добываемого флюида. По аналогии с ЗРК 5, управляется блоком управления 24 посредством исполнительного механизма 20, согласно заданным алгоритмам ПО, а также, в случае необходимости, вручную.
Датчики 17 и 23 температуры на входе/выходе УКП 16, позволяют контролировать перепад температуры флюида. Данные с датчиков 17 и 23 отправляются на БУ 24 для обработки.
Датчики 18 и 21 давления на входе/выходе УКП 16, позволяют контролировать перепад давления флюида на выкидной линии скважины 10 и после ЗРК 19. Данные с датчиков 18 и 21 отправляются на БУ 24 для обработки.
Датчик 22 расхода флюида позволяет измерять фактический объём добычи флюида. Данные с датчика отправляются на БУ 24.
Манометр 14, установленный на забое скважины 10, позволяет измерять давление на забое скважины 10. Данные с манометра отправляются на БУ (24).
Оптоволоконный кабель 15 для распределенной системы измерения температуры, шума, напряжений, давления и других распределенных параметров, закрепленный на внешней стенке НКТ 13, позволяет определять наличие негерметичности НКТ 13, пропуска газлифтных клапанов 12, образование АСПО внутри НКТ 13. Данные отправляются на БУ 24.
Обработка в общем блоке управления 24 всех параметров, поступающих от элементов заявляемой системы (объем закачки агента, давление на выкидной линии, дебит флюида на каждой скважине), позволяет оптимизировать общее соотношение: добыча флюида/расход агента, всей совокупности скважин, входящих в систему, либо (при необходимости) отдельно по каждой скважине или их частичной совокупности. Помимо этого, предлагаемое техническое решение позволяет эксплуатацию скважин как при постоянной, так и периодической закачке агента. И, соответственно, при периодическом режиме, контролируя все параметры системы, существует возможность оптимизировать периодический газлифт. С помощью ЗРК на выкиде возможен контроль и поддержание устьевого/буферного давления, и таким образом тоже оптимизировать закачку (то есть для каждого значения устьевого/буферного давления выставить и поддерживать необходимую и оптимальную закачку агента).
Заявляемая автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации обеспечивает возможность различных режимов подачи газлифтного агента в каждую скважину и позволяет увеличить общий объем добычи флюида при минимальном расходе агента.

Claims

Формула
Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации, содержащая для каждой скважины узел регулирования, установленный на входе в затрубное пространство скважины, и узел контроля параметров добычи флюида, установленный на выходе из насосно-компрессорной трубы скважины, а также по меньшей мере один блок управления, функционально связанный со всеми узлами регулирования и контроля параметров.
8
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
PCT/RU2019/000898 2019-12-03 2020-02-25 Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа WO2021112706A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019139214 2019-12-03
RU2019139214A RU2019139214A (ru) 2019-12-03 2020-02-11 Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа эксплуатации

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021112706A1 true WO2021112706A1 (ru) 2021-06-10

Family

ID=76220978

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2019/000898 WO2021112706A1 (ru) 2019-12-03 2020-02-25 Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20220357458A1 (ru)
RU (1) RU2019139214A (ru)
WO (1) WO2021112706A1 (ru)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU700641A1 (ru) * 1975-10-27 1979-11-30 Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Комплексной Автоматизации Нефтяной И Химической Промышленности Устройство автоматического регулировани режима работы газлифтных скважин
US5132904A (en) * 1990-03-07 1992-07-21 Lamp Lawrence R Remote well head controller with secure communications port
RU2367772C1 (ru) * 2008-05-20 2009-09-20 Закрытое Акционерное Общество Финансовая Компания "Центр-Космос-Нефть-Газ" Куст нефтяных скважин
US20110168413A1 (en) * 2010-01-13 2011-07-14 David Bachtell System and Method for Optimizing Production in Gas-Lift Wells

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU700641A1 (ru) * 1975-10-27 1979-11-30 Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Комплексной Автоматизации Нефтяной И Химической Промышленности Устройство автоматического регулировани режима работы газлифтных скважин
US5132904A (en) * 1990-03-07 1992-07-21 Lamp Lawrence R Remote well head controller with secure communications port
RU2367772C1 (ru) * 2008-05-20 2009-09-20 Закрытое Акционерное Общество Финансовая Компания "Центр-Космос-Нефть-Газ" Куст нефтяных скважин
US20110168413A1 (en) * 2010-01-13 2011-07-14 David Bachtell System and Method for Optimizing Production in Gas-Lift Wells

Also Published As

Publication number Publication date
RU2019139214A3 (ru) 2021-08-11
RU2019139214A (ru) 2021-08-11
US20220357458A1 (en) 2022-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11236751B2 (en) Electric submersible pump event detection
US6484816B1 (en) Method and system for controlling well bore pressure
CN112943181B (zh) 智能气井阀门调节系统
RU2484242C2 (ru) Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
US6755261B2 (en) Method and system for controlling well fluid circulation rate
NO347267B1 (no) Fremgangsmåte for injisering av et kjemikalie i væskefase i en brønn
US10047741B2 (en) Monitoring system for fluid pump
US10125584B2 (en) Well control system
US9341037B2 (en) Autochoke system
US8201624B2 (en) Clustered wellhead trunkline protection and testing system with ESP speed controller and emergency isolation valve
EA015325B1 (ru) Способ определения существования события управления скважиной
NO345567B1 (no) System og fremgangsmåte for deteksjon av vanninntrengning og intervensjon i en produksjonsbrønn
EP3339566B1 (en) Apparatus and methods for operating gas lift wells
EA024606B1 (ru) Система защиты и испытания магистрального трубопровода группы устьев скважин с регулятором скорости эпн и аварийным запорным клапаном
US10626513B1 (en) Water electrolysis hydrogen production plant with a pumpless water supply system and process flow method
WO2021112706A1 (ru) Автоматизированная система повышения эффективности работы скважин газлифтного способа
WO2019226595A1 (en) Gas lift optimization process
RU2318988C2 (ru) Способ оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита и устройство для его осуществления
RU197336U1 (ru) Устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины
US11585206B2 (en) Injection of additives into a produced hydrocarbon line
RU2731727C2 (ru) Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса
RU167606U1 (ru) Устройство для автоматического контроля степени загидрачивания и изменения технического состояния работающего газового оборудования
RU2728079C1 (ru) Устройство для управления процессом бурения скважин
BR102012006900B1 (pt) Sistema de controle automático de bombeio centrífugo submerso para poços de petróleo
CN115306333A (zh) 一种基于物联网的远程泥浆罐状态监测系统及控制方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19954877

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 20/10/2022)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19954877

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1