RU2010102088A - Устройство, способ и программный продукт для автоматического обнаружения и разрушения газовых пробок в электрическом погружном насосе - Google Patents
Устройство, способ и программный продукт для автоматического обнаружения и разрушения газовых пробок в электрическом погружном насосе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010102088A RU2010102088A RU2010102088/03A RU2010102088A RU2010102088A RU 2010102088 A RU2010102088 A RU 2010102088A RU 2010102088/03 A RU2010102088/03 A RU 2010102088/03A RU 2010102088 A RU2010102088 A RU 2010102088A RU 2010102088 A RU2010102088 A RU 2010102088A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- submersible pump
- electric submersible
- pump
- period
- engine
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 title claims 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 18
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
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
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
-
- 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
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
- F04D15/0066—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems by changing the speed, e.g. of the driving engine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
- F04D15/0088—Testing machines
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D9/00—Priming; Preventing vapour lock
- F04D9/001—Preventing vapour lock
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
1. Способ разрушения газовой пробки в электрической погружной насосной установке, включающий стадии, на которых: ! (а) обнаруживают газовую пробку в электрической погружной насосной установке, которая содержит электрический погружной насос, находящийся в стволе скважины, двигатель, также находящийся в стволе скважины и соединенный с электрическим погружным насосом, и контроллер двигателя, находящийся на поверхности ствола скважины и электрически соединенный с двигателем трехфазным силовым кабелем, при этом осуществляют шаги, на которых: ! контролируют текущее значение параметра, относящегося к работе двигателя электрической погружной насосной установки, ! генерируют предельное значение на основании значений параметров, относящихся к работе двигателя электрического погружного насоса за прошлый период, и ! сравнивают текущее значение с предельным значением, чтобы обнаружить газовую пробку в электрической погружной насосной установке, и ! (б) разрушают обнаруженную газовую пробку и при этом осуществляют шаги, на которых: ! поддерживают определенную скорость работы насоса в течение периода ожидания, имеющего первую предварительно заданную длительность, чтобы способствовать разделению газа и жидкости над насосом, ! снижают скорость работы насоса до предварительно заданного значения, определяющего параметр промывки на протяжении периода промывки второй предварительно заданной длительности с тем, чтобы находящийся над насосом флюид проходил вниз через насос и вымывал любой уловленный газ, и ! восстанавливают ранее поддерживавшуюся скорость работы насоса. ! 2. Способ по п.1, в котором упомянутым текущ�
Claims (10)
1. Способ разрушения газовой пробки в электрической погружной насосной установке, включающий стадии, на которых:
(а) обнаруживают газовую пробку в электрической погружной насосной установке, которая содержит электрический погружной насос, находящийся в стволе скважины, двигатель, также находящийся в стволе скважины и соединенный с электрическим погружным насосом, и контроллер двигателя, находящийся на поверхности ствола скважины и электрически соединенный с двигателем трехфазным силовым кабелем, при этом осуществляют шаги, на которых:
контролируют текущее значение параметра, относящегося к работе двигателя электрической погружной насосной установки,
генерируют предельное значение на основании значений параметров, относящихся к работе двигателя электрического погружного насоса за прошлый период, и
сравнивают текущее значение с предельным значением, чтобы обнаружить газовую пробку в электрической погружной насосной установке, и
(б) разрушают обнаруженную газовую пробку и при этом осуществляют шаги, на которых:
поддерживают определенную скорость работы насоса в течение периода ожидания, имеющего первую предварительно заданную длительность, чтобы способствовать разделению газа и жидкости над насосом,
снижают скорость работы насоса до предварительно заданного значения, определяющего параметр промывки на протяжении периода промывки второй предварительно заданной длительности с тем, чтобы находящийся над насосом флюид проходил вниз через насос и вымывал любой уловленный газ, и
восстанавливают ранее поддерживавшуюся скорость работы насоса.
2. Способ по п.1, в котором упомянутым текущим параметром двигателя электрической погружной насосной установки является крутящий момент двигателя и/или ток двигателя.
3. Способ по п.1, в котором предельное значение, генерированное на основании значений параметров двигателя электрического погружного насоса за прошлый период, составляет от 65 до 75% максимума текущего значения, измеренного за предварительно заданный период времени от 2 до 5 мин, при этом период ожидания первой предварительно заданной длительности составляет от 3 до 15 мин, период промывки второй предварительно заданной длительности составляет от 10 до 15 с, а предварительно заданное значение, определяющее параметр промывки, составляет от 20 до 25 Гц.
4. Способ по п.1, в котором на шаге сравнения текущего значения с предельным значением дополнительно
увеличивают скорость работы насоса на предварительно заданный шаг до предварительно установленной максимальной скорости работы насоса, если текущее значение постоянно превышает предельное значение в течение периода стабилизации, имеющего третью предварительно заданную длительность, и
снижают скорость работы насоса на предварительно заданный шаг, если текущее значение постоянно находится на уровне ниже предельного значения в течение периода инициализации, имеющего четвертую предварительно заданную длительность.
5. Способ по п.4, в котором период стабилизации третьей предварительно заданной длительности составляет от 10 до 20 мин, при этом предварительно заданный шаг составляет от 0,08 до 0,4 Гц, а период инициализации четвертой предварительно заданной длительности составляет от 90 с до 3 мин.
6. Погружная насосная установка, содержащая
электрический погружной насос, размещаемый в стволе скважины,
двигатель, также размещаемый в стволе скважины и соединенный с электрическим погружным насосом,
контроллер двигателя, размещаемый на поверхности ствола скважины и электрически соединенный с двигателем трехфазным силовым кабелем,
устройство управления, выполненное с возможностью обнаружения газовой пробки в электрической погружной насосной установке и разрушения обнаруженной газовой пробки, и
компьютерный программный продукт, связанный с устройством управления, хранящийся на материальном машиночитаемом носителе для непосредственного использования в компьютере и содержащий набор команд, в результате выполнения которых посредством устройства управления осуществляются следующие операции:
(а) обнаружение газовой пробки в электрической погружной насосной установке, путем:
контроля текущего значения параметра, относящегося к работе двигателя электрической погружной насосной установки,
генерирования предельного значения на основании значений параметров, относящихся к двигателю электрического погружного насоса за прошлый период, и
сравнения текущего значения с предельным значение, чтобы обнаружить газовую пробку в электрической погружной насосной установке, и
(б) разрушение обнаруженной газовой пробки путем:
поддержания определенной скорости работы насоса в течение периода ожидания первой предварительной заданной длительности, чтобы способствовать разделению газа и жидкости над насосом,
снижения скорости работы насоса до предварительно заданного значения, определяющего параметр промывки на протяжении периода промывки второй предварительно заданной длительности с тем, чтобы находящийся над насосом флюид проходил вниз через насос и вымывал любой уловленный газ, и
восстановления ранее поддерживавшейся скорости работы насоса.
7. Погружная насосная установка по п.6, в которой упомянутым текущим параметром двигателя электрической погружной насосной установки является крутящий момент двигателя и/или ток двигателя.
8. Погружная насосная установка по п.6, в которой упомянутое предельное значение, генерированное на основании значений параметров двигателя электрического погружного насоса за прошлый период, составляет от 65 до 75% максимума текущего значения, измеренного за предварительно заданный период времени от 2 до 5 мин, при этом период ожидания первой предварительно заданной длительности составляет от 3 до 15 мин, период промывки второй предварительно заданной длительности составляет от 10 до 15 с, а предварительно заданное значение, определяющее параметр промывки, составляет от 20 до 25 Гц.
9. Погружная насосная установка по п.6, в которой при сравнении текущего значения с предельным значением дополнительно обеспечивается
увеличение скорости работы насоса на предварительно заданный шаг до предварительно установленной максимальной скорости работы насоса, если текущее значение постоянно превышает предельное значение в течение периода стабилизации третьей предварительно заданной длительности, и
снижение скорости работы насоса на предварительно заданный шаг, если текущее значение постоянно находится на уровне, ниже предельного значения, в течение периода инициализации четвертой предварительно заданной длительности.
10. Погружная насосная установка по п.9, в которой упомянутый период стабилизации третьей предварительно заданной длительности составляет от 10 до 20 мин, при этом предварительно заданный шаг составляет от 0,08 до 0,4 Гц, а период инициализации четвертой предварительно заданной длительности составляет от 90 с до 3 мин.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US94619007P | 2007-06-26 | 2007-06-26 | |
| US60/946,190 | 2007-06-26 | ||
| US12/144,092 US7798215B2 (en) | 2007-06-26 | 2008-06-23 | Device, method and program product to automatically detect and break gas locks in an ESP |
| US12/144,092 | 2008-06-23 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010102088A true RU2010102088A (ru) | 2011-08-10 |
| RU2463449C2 RU2463449C2 (ru) | 2012-10-10 |
Family
ID=40159002
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010102088/03A RU2463449C2 (ru) | 2007-06-26 | 2008-06-26 | Способ и установка для автоматического обнаружения и разрушения газовых пробок в электрическом погружном насосе |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7798215B2 (ru) |
| EP (1) | EP2162594B1 (ru) |
| CA (1) | CA2691546C (ru) |
| RU (1) | RU2463449C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009003099A1 (ru) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8141646B2 (en) * | 2007-06-26 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Device and method for gas lock detection in an electrical submersible pump assembly |
| US8746353B2 (en) | 2007-06-26 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Vibration method to detect onset of gas lock |
| US20110027110A1 (en) * | 2008-01-31 | 2011-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Oil filter for downhole motor |
| US8196657B2 (en) * | 2008-04-30 | 2012-06-12 | Oilfield Equipment Development Center Limited | Electrical submersible pump assembly |
| US20100047089A1 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature monitoring system for esp |
| US8382446B2 (en) * | 2009-05-06 | 2013-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Mini-surge cycling method for pumping liquid from a borehole to remove material in contact with the liquid |
| EP2309133B1 (de) * | 2009-10-05 | 2015-07-15 | Grundfos Management A/S | Tauchpumpenaggregat |
| GB2487519B (en) * | 2009-10-21 | 2015-04-29 | Schlumberger Holdings | System, method, and computer readable medium for calculating well flow rates produced with electrical submersible pumps |
| US8624530B2 (en) * | 2011-06-14 | 2014-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Systems and methods for transmission of electric power to downhole equipment |
| AU2013226214B2 (en) * | 2012-03-02 | 2016-03-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of detecting and breaking gas locks in an electric submersible pump |
| US9524804B2 (en) | 2012-04-17 | 2016-12-20 | Bwxt Mpower, Inc. | Control room for nuclear power plant |
| US10446280B2 (en) | 2012-04-18 | 2019-10-15 | Bwxt Mpower, Inc. | Control room for nuclear power plant |
| IN2014KN02746A (ru) * | 2012-06-14 | 2015-05-08 | Flow Control LLC | |
| USD742537S1 (en) | 2012-12-03 | 2015-11-03 | Bwxt Mpower, Inc. | Control room |
| NO3018132T3 (ru) * | 2013-04-22 | 2018-05-12 | ||
| US9574562B2 (en) | 2013-08-07 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and apparatus for pumping a multiphase fluid |
| CA2929943A1 (en) * | 2013-11-13 | 2015-05-21 | Schlumberger Canada Limited | Automatic pumping system commissioning |
| WO2015073600A1 (en) | 2013-11-13 | 2015-05-21 | Schlumberger Canada Limited | Well alarms and event detection |
| BR112016024949A2 (pt) | 2014-04-25 | 2017-08-15 | Schlumberger Technology Bv | sistema de bomba de submersão elétrica, método, e um ou mais meios de armazenamento legível por computador |
| US10876393B2 (en) | 2014-05-23 | 2020-12-29 | Sensia Llc | Submersible electrical system assessment |
| US20160215769A1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Systems and Methods for Providing Power to Well Equipment |
| US10364658B2 (en) | 2015-09-14 | 2019-07-30 | Vlp Lift Systems, Llc | Downhole pump with controlled traveling valve |
| CN105781527A (zh) * | 2016-03-24 | 2016-07-20 | 中国海洋石油总公司 | 电潜泵井工况仪参数诊断分析方法 |
| RU2677313C1 (ru) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса |
| DE102018006877A1 (de) * | 2018-08-30 | 2020-03-05 | Fresenius Medical Care Deutschland Gmbh | Pumpvorrichtung zum Pumpen von Flüssigkeiten aufweisend eine Zentrifugalpumpe mit radial pumpendem Pumpenrad mit hohlem Zentrum |
| US11041349B2 (en) | 2018-10-11 | 2021-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic shift detection for oil and gas production system |
| US11268516B2 (en) | 2018-11-19 | 2022-03-08 | Baker Hughes Holdings Llc | Gas-lock re-prime shaft passage in submersible well pump and method of re-priming the pump |
| CN109577976B (zh) * | 2019-01-24 | 2023-05-19 | 滕州市金达煤炭有限责任公司 | 一种新型煤矿采掘设备 |
| RU2716786C1 (ru) * | 2019-03-11 | 2020-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Устройство для стабилизации давления на приеме установки электроцентробежного насоса |
| US11795937B2 (en) | 2020-01-08 | 2023-10-24 | Baker Hughes Oilfield Operations, Llc | Torque monitoring of electrical submersible pump assembly |
| US11220904B2 (en) | 2020-03-20 | 2022-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow condition sensing probe |
| US11066921B1 (en) | 2020-03-20 | 2021-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow condition sensing probe |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4187912A (en) * | 1977-11-17 | 1980-02-12 | Cramer Robert L | Method and apparatus for pumping fluids from bore holes |
| CA1259224A (en) * | 1985-05-31 | 1989-09-12 | Amerada Minerals Corporation Of Canada Ltd. | Gas-lock breaking device |
| EP0314249A3 (en) | 1987-10-28 | 1990-05-30 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Pump off/gas lock motor controller for electrical submersible pumps |
| US5015151A (en) | 1989-08-21 | 1991-05-14 | Shell Oil Company | Motor controller for electrical submersible pumps |
| US5100288A (en) * | 1990-06-15 | 1992-03-31 | Atsco, Inc. | Slurry pump apparatus |
| GB2320588B (en) | 1995-08-30 | 1999-12-22 | Baker Hughes Inc | An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
| RU2102633C1 (ru) * | 1996-01-05 | 1998-01-20 | Борис Николаевич Малашенко | Способ защиты от срыва подачи погружного центробежного электронасоса и устройство для его осуществления |
| US5845709A (en) * | 1996-01-16 | 1998-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Recirculating pump for electrical submersible pump system |
| FR2783558B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif |
| US6257354B1 (en) * | 1998-11-20 | 2001-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid flow monitoring system |
| US6587037B1 (en) * | 1999-02-08 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-phase data communications and control over an ESP power cable |
| US6798338B1 (en) * | 1999-02-08 | 2004-09-28 | Baker Hughes Incorporated | RF communication with downhole equipment |
| US6587054B2 (en) | 2001-03-05 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pump cable |
| US6684946B2 (en) * | 2002-04-12 | 2004-02-03 | Baker Hughes Incorporated | Gas-lock re-prime device for submersible pumps and related methods |
| US7668694B2 (en) * | 2002-11-26 | 2010-02-23 | Unico, Inc. | Determination and control of wellbore fluid level, output flow, and desired pump operating speed, using a control system for a centrifugal pump disposed within the wellbore |
| NO320427B1 (no) * | 2002-12-23 | 2005-12-05 | Norsk Hydro As | Et system og fremgangsmate for a forutsi og handtere vaeske- eller gassplugger i et rorledningssystem |
| US20060235573A1 (en) | 2005-04-15 | 2006-10-19 | Guion Walter F | Well Pump Controller Unit |
-
2008
- 2008-06-23 US US12/144,092 patent/US7798215B2/en active Active
- 2008-06-26 EP EP08772025.6A patent/EP2162594B1/en active Active
- 2008-06-26 CA CA2691546A patent/CA2691546C/en active Active
- 2008-06-26 WO PCT/US2008/068340 patent/WO2009003099A1/en active Application Filing
- 2008-06-26 RU RU2010102088/03A patent/RU2463449C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2691546A1 (en) | 2008-12-31 |
| US20090000789A1 (en) | 2009-01-01 |
| US7798215B2 (en) | 2010-09-21 |
| EP2162594A1 (en) | 2010-03-17 |
| CA2691546C (en) | 2012-02-21 |
| WO2009003099A1 (en) | 2008-12-31 |
| EP2162594B1 (en) | 2019-10-16 |
| RU2463449C2 (ru) | 2012-10-10 |
| EP2162594A4 (en) | 2014-04-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2010102088A (ru) | Устройство, способ и программный продукт для автоматического обнаружения и разрушения газовых пробок в электрическом погружном насосе | |
| US8354809B2 (en) | Controller for a motor and a method of controlling the motor | |
| CN101203678B (zh) | 泵、操作该泵的方法与包含该泵的泵站 | |
| US10001121B2 (en) | System and method for operating a pump | |
| MX2009011536A (es) | Determinacion y control de nivel de fluido de perforacion, flujo de salida, y velocidad deseada de operacion de bomba, usando un sistema de control para una bomba centrifuga colocada dentro de la perforacion. | |
| DE502005007314D1 (de) | Flüssigkeitsführendes elektrisches haushaltsgerät | |
| DE502004006565D1 (de) | Verfahren zur Ermittlung von Fehlern beim Betrieb eines Pumpenaggregates | |
| EA201171344A1 (ru) | Способ определения характеристических значений, в частности параметров, встроенного в установку центробежного насосного агрегата, приводимого в действие при помощи электродвигателя | |
| RU2015149464A (ru) | Устранение газовой пробки во время работы электрического погружного насоса | |
| CA2681818A1 (en) | Systems and methods for reducing pump downtime by determining rotation speed using a variable speed drive | |
| RU2016140234A (ru) | Устройство для приведения в действие скважинного инструмента и соответствующий способ | |
| EP2760125A3 (en) | Motor control apparatus and method | |
| NO20141075A1 (no) | Fremgangsmåte for å detektere og bryte gasslås i en elektrisk nedsenkbar pumpe | |
| RU2019111251A (ru) | Объемный насос и система управления | |
| CN104456973B (zh) | 热水回水装置及其控制方法 | |
| RU2742187C2 (ru) | Способ останова погружного насоса, когда насос работает с захватом воздуха | |
| EP3505708B1 (en) | Method for water flow control for swimming training | |
| JP2017080410A (ja) | 掃除機及び掃除機の動作方法 | |
| JP5207780B2 (ja) | 液圧制御装置 | |
| CN104300872A (zh) | 一种恒功率输出智能调频调速变频***及其控制方法 | |
| JP4843385B2 (ja) | 自動給水装置のポンプ渇水保護装置 | |
| JP2007181330A (ja) | モータ制御装置および制御方法 | |
| US20200370400A1 (en) | Method and system for controlling downhole pumping systems | |
| US10033320B2 (en) | Method for controlling the motor of a synchronous reluctance motor for a pump and pump comprising a synchronous reluctance motor | |
| JP6504076B2 (ja) | オイル供給装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130627 |