RU2341647C1 - Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method - Google Patents
Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2341647C1 RU2341647C1 RU2007109331/03A RU2007109331A RU2341647C1 RU 2341647 C1 RU2341647 C1 RU 2341647C1 RU 2007109331/03 A RU2007109331/03 A RU 2007109331/03A RU 2007109331 A RU2007109331 A RU 2007109331A RU 2341647 C1 RU2341647 C1 RU 2341647C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable
- parameters
- control
- centrifugal pump
- depth
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, эксплуатируемых с помощью установок электроцентробежных насосов.The invention relates to the oil industry and can be used in the extraction of oil from vertical, directional and horizontal wells, operated by means of electric centrifugal pump installations.
Уровень техникиState of the art
Известны скважинные системы контроля и, в частности, система «СКАД-2002», включающая скважинный преобразователь для контроля давления на приеме электроцентробежного насоса, температуры статорных обмоток погружного электродвигателя и температуры откачиваемой пластовой жидкости, информация о которых по кабелю-токопроводу погружного электродвигателя поступает в наземный прибор для осуществления приема и детектирования информации [1].Known downhole monitoring systems and, in particular, the SKAD-2002 system, including a downhole converter for monitoring the pressure at the reception of the electric centrifugal pump, the temperature of the stator windings of the submersible motor and the temperature of the pumped formation fluid, information about which is transmitted to the ground-based cable-conduit of the submersible motor a device for receiving and detecting information [1].
Недостатками данной системы являются отсутствие возможностей прямых измерений параметров продуктивных пластов (забойное давление, температура, расход, состав и др.), и поверхностных параметров (давления буферное и затрубное, температура флюида на устье, расход по фазам и др.). Система не позволяет производить управление работой насосной установки в зависимости от фактических параметров пласта и скважины.The disadvantages of this system are the lack of direct measurements of the parameters of reservoirs (bottomhole pressure, temperature, flow rate, composition, etc.) and surface parameters (buffer and annular pressures, fluid temperature at the wellhead, flow rate by phases, etc.). The system does not allow to control the operation of the pumping unit, depending on the actual parameters of the reservoir and the well.
Известна система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений, которая предусматривает получение и регистрацию информации о работе продуктивного пласта от датчиков, подвешенного на геофизическом кабеле, глубинного прибора и о работе технологического оборудования скважины от датчиков блока поверхностных параметров, а также управление процессом регистрации информации [2].A known system of information support for the development of oil fields, which provides for the receipt and registration of information on the operation of the reservoir from sensors suspended on a geophysical cable, a downhole tool and on the operation of technological equipment of the well from sensors of a block of surface parameters, as well as controlling the information recording process [2].
Основным недостатком системы является снижение достоверности вычисляемых параметров, при работе системы в автономном режиме, из-за отсутствия информации о распределении свойств добываемого флюида на различных глубинах ствола скважины выше места нахождения глубинного прибора. Для получения названной информации необходимы дополнительные затраты времени на подключение каротажной станции и проведение геофизических исследований ниже приема насоса. Система также не позволяет получать информацию о работе нефтяного пласта в горизонтальных скважинах.The main disadvantage of the system is a decrease in the reliability of the calculated parameters when the system is working offline due to the lack of information on the distribution of the properties of the produced fluid at different depths of the wellbore above the location of the downhole tool. To obtain the above information, additional time is required for connecting a logging station and conducting geophysical surveys below the pump intake. The system also does not allow obtaining information about the operation of the oil reservoir in horizontal wells.
Наиболее близким к изобретению является способ добычи нефти и устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти, обеспечивающие с помощью цифровых приборов, фиксировано расположенных на хвостовике из труб, кабеля или троса измерение давления, температуры и электропроводности добываемого флюида. Каждый прибор, количество которых предусматривается не менее трех, соединяется кабельной линией связи с поверхностью, притом один из них располагается выше приема насоса при механизированной добыче. Такое расположение датчиков позволяет реализовать известные алгоритмы для определения состава флюида (плотность и обводненность), находящегося в стволе скважины между датчиками давления [3].Closest to the invention is a method of oil production and a device for monitoring downhole thermobaric fluid parameters in oil production, providing, using digital devices, fixed on the liner of pipes, cable or cable, the measurement of pressure, temperature and electrical conductivity of the produced fluid. Each device, the number of which is provided for at least three, is connected by a cable line to the surface, moreover, one of them is located above the pump intake during mechanized production. This arrangement of sensors allows you to implement well-known algorithms for determining the composition of the fluid (density and water cut) located in the wellbore between pressure sensors [3].
Недостатками указанного решения как в части способа, так и в части устройства является необходимость прокладывания кабеля связи с глубинными приборами на поверхность, что, к тому же, усложняет технологию спуска глубинного насоса и не во всех скважинах возможно из-за малых зазоров между обсадной колонной и корпусом насоса, а также конструктивных особенностей устьевого оборудования, на части планшайб которого отсутствует возможность установки сальников для герметизации кабеля. Известное решение также не предусматривает возможность использования в качестве продолжительного участка линии связи кабеля-токопровода погружного электродвигателя на скважинах, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов, что не позволяет применять для контроля термобарических параметров в месте расположения насоса датчики, смонтированных на них, скважинных систем контроля и вызывает необходимость их дублирования глубинными приборами.The disadvantages of this solution both in part of the method and in the part of the device is the need to lay a communication cable with deep devices to the surface, which, moreover, complicates the technology of lowering the deep pump and not in all wells, possibly due to small gaps between the casing and pump casing, as well as design features of wellhead equipment, on the faceplate part of which there is no possibility of installing glands for cable sealing. The known solution also does not provide for the possibility of using a submersible electric motor as a long section of the cable-current line communication link in wells operated by electric centrifugal pump installations, which does not allow the use of downhole monitoring systems for monitoring the thermobaric parameters at the pump location, and makes it necessary their duplication with depth instruments.
Отсутствие интерфейса связи со станцией управления глубинным насосом и с приборами наземного контроля работы оборудования не позволяет производить автоматическое, а отсутствие возможности индикации измеряемых параметров в режиме реального времени на скважине - ручное, оперативное регулирование режима работы скважины.The lack of a communication interface with the downhole pump control station and with ground control devices does not allow automatic operation, and the lack of the ability to display measured parameters in real time on the well is manual, operational control of the well’s operating mode.
К недостаткам решения следует отнести также невозможность его реализации в части определения состава флюида (плотность и обводненность) в горизонтальных скважинах.The disadvantages of the solution include the impossibility of its implementation in terms of determining the composition of the fluid (density and water cut) in horizontal wells.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Предлагаемым изобретением решается задача получения оптимального количества информации о работе нефтяного пласта или/и участков ствола скважины и технологического оборудования в реальном масштабе времени на протяжении всего межремонтного периода, а также управления процессом отбора флюида на основании анализа информации, полученной в скважинах, эксплуатируемых при помощи установок электроцентробежных насосов.The present invention solves the problem of obtaining the optimal amount of information about the operation of the oil reservoir and / or sections of the wellbore and technological equipment in real time over the entire overhaul period, as well as controlling the process of fluid selection based on the analysis of information obtained in wells operated using the units electric centrifugal pumps.
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в 1-м пункте формулы изобретения, общих с прототипом, таких как способ информационного обеспечения и управления отбором флюида из нефтяных скважин, включающий спуск в скважину колонны труб с центробежным насосом, системой контроля технологических и глубинных параметров, данные измерения которой кодируют в виде цифровой информации, передают по кабельной линии на поверхность для обработки и визуализации, например, с помощью ЭВМ, и отличительных, существенных признаков, таких как перед спуском колонны под центробежным насосом на отрезке геофизического кабеля подвешивают и подключают к кабелю - токопроводу центробежного насоса глубинный прибор с датчиками давления, температуры и состава, резистивиметр или влагомер, затем при спуске колонны лифтовых труб на заданном расстоянии выше центробежного насоса монтируют второй глубинный прибор с датчиками температуры и давления, соединяют кабельной линией связи со скважинной системой контроля, устанавливают над продуктивным пластом в стволе вертикальной или наклонно-направленной скважины, при этом с помощью наземного комплекса аппаратуры, включающей блок управления, станцию управления насосной установки и измерительный блок поверхностных параметров, имеющих общий интерфейс, проводят измерения заданных параметров и текущего времени по командам блока управления или глубинного прибора, ведут запись значений в запоминающее устройство, визуализацию значений на блоке индикации и передачу по каналам связи на пульт диспетчера, по командам с которого или автономно наземный блок управления формирует и передает в станцию управления насосной установки сигналы, обеспечивающие оптимизацию процесса эксплуатации скважины.The problem is solved using the features specified in the 1st claim that are common with the prototype, such as a method of information support and control of fluid selection from oil wells, including the descent of a pipe string with a centrifugal pump, a control system for technological and depth parameters, the measurement data of which is encoded in the form of digital information, transmitted via a cable line to the surface for processing and visualization, for example, using a computer, and distinctive, essential features, such as Before lowering the column, under the centrifugal pump, on the length of the geophysical cable, hang a depth device with pressure, temperature and composition sensors, a resistivity meter or a moisture meter and connect it to the cable - the current flow of the centrifugal pump, then when lowering the column of elevator pipes at a specified distance above the centrifugal pump, install a second depth device with temperature and pressure sensors, connect a cable communication line with a borehole monitoring system, set above a reservoir in a vertical or inclined directed wells, while using the ground-based equipment complex, including the control unit, the control station of the pumping unit and the measuring unit of surface parameters having a common interface, the set parameters and current time are measured by the commands of the control unit or the downhole device, and values are recorded in a storage device , visualization of the values on the display unit and transmission via communication channels to the dispatcher console, by commands from which or autonomously the ground-based control unit also generates sends signals to the control station of the pumping unit, which optimize the well operation process.
Согласно пункту 2 формулы изобретения в горизонтальных скважинах глубинные приборы устанавливают перед продуктивными объектами условно-горизонтального участка ствола на жестком хвостовике с пропущенным внутри проводом или геофизическим кабелем.According to paragraph 2 of the claims in horizontal wells, downhole tools are installed in front of productive objects of a conventionally horizontal section of the trunk on a rigid liner with a wire or geophysical cable passed inside.
Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в 3-м пункте формулы изобретения, общих с прототипом таких как, установка для информационного обеспечения и управления отбором флюида из нефтяных скважин включающая колонну труб с центробежным насосом, на котором размещена система контроля технологических и глубинных параметров, кабельную линию связи с поверхностью и приборный комплекс для контроля забойных термобарических параметров флюида, и отличительных, существенных признаков, таких как установка дополнительно содержит подвешенный на отрезке геофизического кабеля под центробежным насосом глубинный прибор с датчиками давления, температуры и состава, резистивиметр или влагомер, а также второй глубинный прибор с датчиками давления и температуры, установленный на заданном расстоянии над центробежным насосом, при этом нижний глубинный прибор электрически и механически связан со скважинной системой контроля, к которой посредством кабеля подключен верхний глубинный прибор, при этом в качестве линии связи с поверхностью используют кабель-токопровод электродвигателя центробежного насоса, а приборный комплекс содержит систему хранения, обработки и управления информации для отбора флюидов из нефтяных скважин, включающую измерительные блоки глубинных и поверхностных параметров, блок индикации, блок управления и блок передачи информации, подключенные через общий интерфейс к связанным общей шиной между собой станцией управления насосом и блоком согласования и считывания информации, на первый вход которого, подают информацию о глубинных параметрах, а второй вход через общий интерфейс связан с измерительным блоком поверхностных параметров.The problem is solved using the characteristics specified in the 3rd paragraph of the claims, common with the prototype such as, installation for information support and control of fluid selection from oil wells including a pipe string with a centrifugal pump, which houses a control system of technological and depth parameters, cable a communication line with the surface and an instrument complex for monitoring downhole thermobaric fluid parameters, and distinctive, essential features, such as the installation additionally contains a depth device suspended from a section of a geophysical cable under a centrifugal pump with pressure, temperature and composition sensors, a resistivity meter or moisture meter, and also a second depth device with pressure and temperature sensors installed at a predetermined distance above the centrifugal pump, while the lower depth device is electrically and mechanically connected with a borehole monitoring system, to which an upper downhole tool is connected through a cable, while an electric cable-conductor is used as a communication line with the surface of the centrifugal pump motor, and the instrumentation complex contains a system for storing, processing and managing information for selecting fluids from oil wells, including measuring units for deep and surface parameters, an indication unit, a control unit and an information transfer unit connected via a common interface to each other connected by a common bus a pump control station and an information matching and reading unit, the first input of which provides information on the depth parameters, and the second input through a common communication interface n with the measuring unit of surface parameters.
Согласно пункту 4 формулы измерительный блок поверхностных параметров включает смонтированные на фонтанной арматуре датчики устьевого и затрубного давлений, температуры, расхода добываемого флюида по фазам.According to paragraph 4 of the formula, the measuring unit of surface parameters includes sensors for wellhead and annular pressure, temperature, and flow rate of produced fluid mounted on the fountain.
Согласно пункту 5 формулы при исследовании нескольких продуктивных пластов установка включает несколько геофизических приборов, каждый из которых размещают на отрезке кабеля над кровлей соответствующего пласта, причем приборы снабжены датчиками расхода, имеют механическую и транзитную электрическую связь для подключения расположенных ниже приборов, которые при использовании оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации с изоляцией пластов пакерами, монтируют на лифтовой колонне, а отрезки кабеля герметично пропускают через пакеры, при этом блок управления выполняет регулирование объема отбираемого флюида из каждого продуктивного пласта.According to paragraph 5 of the formula, in the study of several productive formations, the installation includes several geophysical instruments, each of which is placed on a piece of cable above the roof of the corresponding formation, and the instruments are equipped with flow sensors, have mechanical and transit electrical connections for connecting downstream instruments, which when using equipment for simultaneous and separate operation with isolation of the packers by packers, mounted on an elevator column, and cable sections leak tightly through of packers, wherein the control unit performs control the volume of fluid bleed from each of the producing formation.
Согласно пункту 6 формулы в горизонтальных скважинах глубинные приборы установлены перед продуктивными объектами условно горизонтального участка ствола на хвостовике из отрезка гибких длинномерных или насосно-компрессорных труб малого диаметра с пропущенным внутри проводом или геофизическим кабелем, при этом глубинные приборы с эксцентричным расположением их массы устанавлены между частями хвостовика на вращающихся приборных головках.According to paragraph 6 of the formula, in horizontal wells, downhole tools are installed in front of productive objects of a conventionally horizontal section of the barrel on the liner from a piece of flexible long or small tubing of small diameter with a wire or geophysical cable running inside, while downhole tools with an eccentric arrangement of their mass are installed between the parts shank on rotating instrument heads.
Вышеперечисленная совокупность существенных признаков позволяет получить следующий технический результата - получение оптимального количества информации о работе нефтяного пласта и/или участков ствола скважины и технологического оборудования в реальном масштабе времени на протяжении всего межремонтного периода, а также управления процессом отбора флюида на основании анализа информации, полученной в скважинах, эксплуатируемых при помощи установок электроцентробежных насосов.The above set of essential features allows you to get the following technical result - obtaining the optimal amount of information about the operation of the oil reservoir and / or sections of the wellbore and technological equipment in real time over the entire overhaul period, as well as controlling the process of fluid selection based on the analysis of information obtained in wells operated using electric centrifugal pump installations.
Возможны следующие варианты практической реализации способа.The following options for the practical implementation of the method are possible.
Способ реализуется в составе скважинной системы контроля и одного глубинного прибора подвешенного над продуктивным пластом на отрезке геофизического кабеля.The method is implemented as part of a downhole monitoring system and one downhole device suspended above the reservoir in a segment of a geophysical cable.
Дополнительно подключается глубинный прибор, расположенный на заданном расстоянии над установкой электроцентробежного насоса.In addition, an in-depth device located at a predetermined distance above the installation of the electric centrifugal pump is connected.
Способ может быть реализован в составе скважинной системы контроля и нескольких геофизических приборов, каждый из которых на отрезке геофизического кабеля располагается над кровлей соответствующего пласта, притом приборы дополнительно оснащаются высоконадежными датчиками расхода, а также имеют возможность механической и транзитной электрической связи для подключения расположенных ниже приборов, которые при использовании оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации с изоляцией пластов пакерами монтируются на лифтовой колонне, а отрезки кабеля герметично пропускаются через пакеры.The method can be implemented as part of a borehole monitoring system and several geophysical instruments, each of which is located above the roof of the corresponding formation on a segment of a geophysical cable, moreover, the instruments are additionally equipped with highly reliable flow sensors, and they also have the possibility of mechanical and transit electrical communication for connecting downstream instruments, which, when using equipment for simultaneous and separate operation with isolation of the layers by packers, are mounted on the elevator lonne and cable segments sealingly passed through the packers.
Дополнительно подключается глубинный прибор, расположенный над установкой электроцентробежного насоса.Additionally, a downhole device located above the installation of the electric centrifugal pump is connected.
Каждый из перечисленных вариантов имеет совместный интерфейс с измерительным блоком поверхностных параметров.Each of the listed options has a joint interface with a measuring unit of surface parameters.
В горизонтальных скважинах глубинные приборы устанавливаются перед продуктивными объектами условно горизонтального участка ствола на хвостовике из отрезков гибких длинномерных или насосно-компрессорных труб малого диаметра с пропущенным внутри проводом или геофизическим кабелем. Между отрезками труб, на вращающихся приборных головках, монтируются глубинные приборы с эксцентричным расположением их массы, что позволяет ориентировано размещать по периметру ствола скважины датчики состава и получать информацию об объемном распределении фаз добываемого флюида.In horizontal wells, downhole tools are installed in front of productive objects of a conventionally horizontal section of the barrel on the liner from segments of flexible long or small tubing with a wire or geophysical cable passed inside. Between pipe sections, on rotating instrument heads, deep instruments are mounted with an eccentric arrangement of their mass, which allows oriented composition sensors to be placed along the perimeter of the wellbore and to obtain information about the volume distribution of the phases of the produced fluid.
На чертеже представлена схема реализации одного из вариантов установки. Изобретение иллюстрируется следующим чертежом.The drawing shows a diagram of an implementation of one of the installation options. The invention is illustrated by the following drawing.
Установка для информационного обеспечения и управления отбором флюида из нефтяных скважин включает колонну труб 1 с центробежным насосом 2, на котором размещена система контроля технологических и глубинных параметров 3, кабельную линию связи 4 с поверхностью и приборный комплекс 5 для контроля забойных термобарических параметров флюида. Установка дополнительно содержит подвешенный на отрезке геофизического кабеля 6 под центробежным насосом 2 глубинный прибор 7 с датчиками давления, температуры и состава, резистивиметр или влагомер, а также второй глубинный прибор 8 с датчиками давления и температуры, установленный на заданном расстоянии над центробежным насосом 2. Нижний глубинный прибор 7 электрически и механически связан со скважинной системой контроля 3, к которой посредством кабеля 9 подключен верхний глубинный прибор 8, при этом в качестве линии связи с поверхностью используют кабель-токопровод 4 электродвигателя центробежного насоса 2.The installation for information support and control of fluid extraction from oil wells includes a pipe string 1 with a centrifugal pump 2, which houses a control system for technological and depth parameters 3, a cable communication line 4 with the surface and an instrument complex 5 for monitoring downhole thermobaric fluid parameters. The installation further comprises a depth device 7 suspended from a segment of a geophysical cable 6 under a centrifugal pump 2, with pressure, temperature and composition sensors, a resistivity meter or moisture meter, and a second depth device 8 with pressure and temperature sensors installed at a predetermined distance above the centrifugal pump 2. Lower the downhole tool 7 is electrically and mechanically connected to the downhole monitoring system 3, to which the upper downhole tool 8 is connected via cable 9, while as a communication line with the surface Use cable conductor 4 of the motor of the centrifugal pump 2.
Приборный комплекс 5 содержит систему хранения, обработки и управления информации для отбора флюидов из нефтяных скважин включающую измерительные блоки поверхностных 10 и глубинных 11 параметров, блок индикации 12, блок управления 13 и блок передачи информации 14, подключенные через общий интерфейс 15 к связанным общей шиной между собой станцией управления насосом 16 и блоком согласования и считывания информации 17, на первый вход которого подают информацию о глубинных параметрах, а второй вход через общий интерфейс связан с измерительным блоком поверхностных параметров 11.The instrument complex 5 contains a system for storing, processing and managing information for selecting fluids from oil wells, including measuring units of surface 10 and depth 11 parameters, an indication unit 12, a control unit 13, and an information transfer unit 14 connected via a common interface 15 to a connected common bus between a pump control station 16 and an information matching and reading unit 17, to the first input of which information about the depth parameters is supplied, and the second input is connected to the measuring unit via a common interface 11 m of surface parameters.
Измерительный блок поверхностных параметров 10 включает смонтированные на фонтанной арматуре 18 датчики устьевого 19 и затрубного давлений 20, температуры 21, датчик расхода добываемого флюида по фазам 22.The measuring unit of surface parameters 10 includes wellhead 19 and annular pressure sensors 20, temperature 21 mounted on fountain valves 18, a flow sensor of produced fluid in phases 22.
При исследовании нескольких продуктивных пластов установка включает несколько геофизических приборов, каждый из которых размещают на отрезке кабеля над кровлей соответсвующего пласта, причем приборы снабжены датчиками расхода, имеют механическую и транзитную электрическую связь для подключения расположенных ниже приборов, которые при использовании оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации с изоляцией пластов пакерами, монтируют на лифтовой колонне, а отрезки кабеля герметично пропускают через пакеры, при этом блок управления выполняет регулирование объема отбираемого флюида из каждого продуктивного пласта (на чертеже не показано).In the study of several productive formations, the installation includes several geophysical instruments, each of which is placed on a piece of cable above the roof of the corresponding formation, and the instruments are equipped with flow sensors, have mechanical and transit electrical communication for connecting downstream instruments, which when using equipment for simultaneous and separate operation with insulation of the packers by packers, mounted on an elevator column, and cable sections are hermetically passed through the packers, while the control unit The pressure regulates the volume of fluid taken from each reservoir (not shown in the drawing).
В горизонтальных скважинах глубинные приборы установлены перед продуктивными объектами условно горизонтального участка ствола на хвостовике из отрезка гибких длинномерных или насосно-компрессорных труб малого диаметра с пропущенным внутри проводом или геофизическим кабелем, при этом глубинные приборы с эксцентричным расположением их массы установлены между частями хвостовика на вращающихся приборных головках, (на чертеже не показано)In horizontal wells, deep instruments are installed in front of productive objects of a conventionally horizontal section of the trunk on the liner from a segment of flexible long or small tubing of small diameter with a wire or geophysical cable running inside, while deep instruments with an eccentric arrangement of their mass are installed between the parts of the shank on rotating instrumentation heads, (not shown in the drawing)
Установка содержит два глубинных прибора, скважинную систему контроля и измерительный блок поверхностных параметров с комплектом датчиков наземного контроля. Нижний прибор 7, предназначенный для измерения, как минимум, давления, температуры и состава добываемого флюида подвешивается над продуктивным пластом при помощи отрезка геофизического кабеля 6, подсоединенного к скважинной системе контроля 3, которая монтируется на приеме насоса 2 и также содержит датчики температуры, давления и состава. Верхний прибор 8, содержащий датчики давления и температуры, крепится на заданной глубине над электроцентробежным насосом 2 к лифтовой колонне 1 и посредством проводной линии связи 9 также подключается к скважинной системе контроля 3. Питание приборов и скважинной системы контроля электрическим током и передача информации от датчиков на поверхность производится по кабелю-токопроводу 4 погружного электродвигателя глубинного насоса 2. Для измерения давлений в затрубном пространстве и на буфере (Рзатр и Рбуф), а также температуры флюида на поверхности (t°) в приборный комплекс 5 включается измерительный блок поверхностных параметров 10 со смонтированными на фонтанной арматуре 18 соответствующими датчиками давления и температуры (19, 20, 21).The installation contains two deep devices, a downhole monitoring system and a measuring unit of surface parameters with a set of sensors for ground control. The lower device 7, designed to measure at least the pressure, temperature and composition of the produced fluid, is suspended above the reservoir using a piece of geophysical cable 6 connected to the downhole monitoring system 3, which is mounted on the intake of pump 2 and also contains temperature, pressure and composition. The upper device 8, containing pressure and temperature sensors, is mounted at a predetermined depth above the electric centrifugal pump 2 to the elevator column 1 and is also connected to the downhole monitoring system 3 via a wireline 9. Power supply to the devices and downhole electrical monitoring system and information is transmitted from the sensors to the surface is made by cable-conduit 4 of the submersible electric motor of the deep pump 2. For measuring pressures in the annulus and on the buffer (Rzatr and RBuf), as well as the temperature of the fluid at surface (t °) in the instrument complex block 5 turns on the measuring surface 10 with parameters mounted on the Christmas tree 18 corresponding to pressure and temperature sensors (19, 20, 21).
Управление работой глубинных измерительных модулей комплекса, регистрация, передача и хранение информации производится измерительным блоком глубинных параметров 11 или при помощи нижнего глубинного прибора 7. Работа измерительного блока поверхностных параметров 10 осуществляется как автономно, так и по управляющим командам блока управления 13, который выполняет сбор и анализ глубинной и поверхностной информации, передачу ее для визуального контроля на блок индикации 12 и на диспетчерский пульт контроля через блок передачи информации и приема управляющих сигналов 14, а также осуществляет формирование управляющих сигналов. Сигналы по управлению отбором флюида, через блок согласования и считывания информации 17, поступают в станцию управления установкой электроцентробежного насоса 16 от блока управления 13 или с диспетчерского пульта, притом последние являются приоритетными. Считывание информации с глубинных приборов, как и передача на них кодов выбора режима работы, также производится через блок согласования и считывания информации 17.The operation of the deep measuring modules of the complex, the registration, transmission and storage of information is carried out by the measuring unit of the deep parameters 11 or by using the lower depth device 7. The measuring unit of the surface parameters 10 is carried out both independently and by control commands of the control unit 13, which collects and analysis of deep and surface information, its transmission for visual control to the display unit 12 and to the control tower via the information transfer unit and the reception of control signals 14, and also implements the formation of control signals. The signals for controlling the selection of fluid, through the block matching and reading information 17, arrive at the control station of the installation of the electric centrifugal pump 16 from the control unit 13 or from the control panel, the latter being priority. Reading information from depth devices, as well as transmitting operation mode selection codes to them, is also carried out through the information matching and reading unit 17.
Наземные блоки монтируется возле устья скважины в специальном металлическом контейнере или в контейнере станции управления электроцентробежным насосом. Связь с поверхностными датчиками осуществляется при помощи линии связи из бронированного кабеля. Питание приборного комплекса производится от промышленной сети переменного тока, а в случае его отключения - от автономных источников питания, позволяющих сохранять работоспособность измерительной системы не менее пяти суток, притом глубинный комплекс оснащается аккумулятором. В зависимости от решаемых задач и условий эксплуатации глубинного насоса приборный комплекс может работать в одном из пяти режимов, первый из которых задается при помощи компьютера, остальные - при помощи блока управления 13.Ground blocks are mounted near the wellhead in a special metal container or in the container of the electric centrifugal pump control station. Communication with surface sensors is carried out using a communication line from an armored cable. The instrument complex is powered from an industrial AC network, and if it is disconnected, from autonomous power sources that allow the measuring system to remain operational for at least five days, and the deep complex is equipped with a battery. Depending on the tasks to be solved and the operating conditions of the deep pump, the instrument complex can operate in one of five modes, the first of which is set using the computer, the rest - using the control unit 13.
Примеры осуществления изобретения. Способ реализуется с помощью вышеописанной установки, которая эксплуатируется следующим образом:Examples of carrying out the invention. The method is implemented using the above installation, which is operated as follows:
Режим 1 (технологический), предназначен для измерения гидростатического давления, температуры и состава жидкости вдоль ствола скважины, а также документирования технологического процесса по обустройству скважины глубинным и устьевым оборудованием с помощью нижнего глубинного прибора при его доставке на заданную глубину во время спуска электроцентробежного насоса. Питание прибора осуществляется при помощи аккумулятора. Периодичность снятия информации с первичных преобразователей (датчиков) находится в пределах от одной секунды до одних суток и устанавливается с помощью компьютера перед спуском прибора при включении режима работы. Зарегистрированная информация, а также дата и время ее получения записываются в энергонезависимую память прибора, где хранятся до момента подачи сетевого напряжения или до ее считывания в память компьютера после подъема прибора на поверхность. При включения сетевого напряжения выполнение режима 1 прекращается, а зарегистрированная информация автоматически поступает в измерительный блок глубинных параметров, записывается в его память и хранится до считывания на внешние носители.Mode 1 (technological), is designed to measure hydrostatic pressure, temperature and fluid composition along the wellbore, as well as to document the technological process for equipping the well with downhole and wellhead equipment using the lower downhole device when it is delivered to a given depth during the descent of the electric centrifugal pump. The device is powered by a battery. The frequency of taking information from the primary converters (sensors) is in the range from one second to one day and is set using a computer before the device is launched when the operating mode is turned on. The registered information, as well as the date and time of its receipt, are recorded in the non-volatile memory of the device, where they are stored until the supply of the mains voltage or until it is read into the computer's memory after lifting the device to the surface. When the mains voltage is turned on, the execution of mode 1 is stopped, and the registered information automatically enters the measuring unit of the deep parameters, is recorded in its memory and stored until it is read to external media.
Выполнение режима 2 (контрольный), предназначенного для информационного сопровождения, документирования и оптимизации технологического процесса вывода скважин на режим при запуске их в работу, начинается по команде, переданной с блока управления. Снятие синхронизированных во времени отсчетов со всех датчиков глубинных приборов, скважинной системы контроля и измерительного блока поверхностных параметров, в том числе вибраций и силы тока питания электродвигателя насоса по фазам, производится через заданные на блоке управления промежутки времени. Значения давления, температуры, состава, а при наличии датчиков расходометрии также расхода добываемого флюида, измеряемых глубинными приборами и скважинной системой контроля, совместно с текущим временем их измерения, записываются в память измерительного блока глубинных параметров и так же, как и значения поверхностных параметров, передаются на блок управления. Регламентные показатели вывода на режим контролируются и поддерживаются блоком управления посредством анализа поступающей информации. При выходе текущих параметров за установленные граничные значения обеспечивается сигнализация отступления от регламента на блок индикации и пульт управления диспетчера. В случае отсутствия управляющих команд с пульта, на станцию управления электроцентробежным насосом посылаются дублирующие управляющие сигналы по уменьшению или увеличению объема отбора флюида или остановке (отключении) глубинного насоса, что может произойти, например, при превышении предельных значений температуры нагрева электродвигателя. При соответствии контролируемых параметров регламентным подаются сигналы на возобновление режима работы насоса или на включение электродвигателя. При отключении питающего напряжения приборный комплекс переключается на работу в режиме 3.The execution of mode 2 (control), intended for information support, documentation and optimization of the technological process of putting wells into operation when they are put into operation, begins by a command transmitted from the control unit. Time-synchronized readings from all sensors of downhole tools, downhole monitoring system and measuring unit of surface parameters, including vibrations and power supply current of the pump motor in phases, are carried out at intervals specified on the control unit. The values of pressure, temperature, composition, and if there are flow measurement sensors and also the flow rate of the produced fluid, measured by the downhole tools and the downhole monitoring system, together with the current time of their measurement, are recorded in the memory of the measuring unit of the depth parameters and, like the values of the surface parameters, are transmitted to the control unit. Regular indicators of the output to the mode are controlled and supported by the control unit by analyzing the incoming information. When the current parameters go beyond the set boundary values, an alarm is provided for deviation from the regulation to the display unit and the dispatcher's control panel. In the absence of control commands from the remote control, duplicate control signals are sent to the control station of the electric centrifugal pump to reduce or increase the volume of fluid withdrawal or stop (shut off) the deep pump, which can occur, for example, if the temperature limits of the electric motor are exceeded. If the monitored parameters comply with the regulatory parameters, signals are sent to resume the pump operation mode or to turn on the electric motor. When the supply voltage is disconnected, the instrument complex switches to work in mode 3.
Режим 3 (аварийный), предназначен для получения информации от глубинных и поверхностных датчиков во время отключения питающей сети и при гидродинамических исследованиях скважин. Командой на выполнение режима является аварийное или специальное отключение питающего напряжения, после чего приборный комплекс переходит на питание от автономных источников. Регистрация сигналов с поверхностных датчиков давления производится под управлением измерительного блока поверхностных параметров, с датчиков глубинных приборов и скважинной системы контроля - нижнего глубинного прибора или измерительного блока глубинных параметров. Периодичность опроса глубинных датчиков является функцией изменения забойного давления, измеряемого датчиком нижнего прибора, а промежутки времени между отсчетами значений затрубного и буферного давлений зависят от изменения затрубного давления. В запоминающие устройства записываются также дата и время снятия отсчетов. Указанный способ регистрации обеспечивает экономное расходование энергии источников питания при получении оптимального объема информации, рациональное использование памяти приборного комплекса и может быть реализован, например, при помощи следующего алгоритма:Mode 3 (emergency), is designed to receive information from deep and surface sensors during a power outage and during hydrodynamic studies of wells. The command to execute the mode is an emergency or special disconnection of the supply voltage, after which the instrument complex switches to power from autonomous sources. The registration of signals from surface pressure sensors is performed under the control of a measuring unit of surface parameters, from sensors of downhole instruments and a downhole monitoring system - the lower depth device or measuring unit of depth parameters. The sampling frequency of the downhole sensors is a function of changing the bottomhole pressure measured by the sensor of the lower device, and the time intervals between the annulus and buffer pressure readings depend on the change in the annular pressure. The storage devices also record the date and time the samples were taken. The specified registration method provides economical use of energy of power sources when obtaining the optimal amount of information, rational use of the memory of the instrument complex and can be implemented, for example, using the following algorithm:
где Δt - интервал времени в минутах, по истечении которого будет снят следующий отсчет (Pn+1).where Δt is the time interval in minutes, after which the next count will be taken (P n + 1 ).
Изменение давления ΔР определяется, как разность 
Режим 4 (рабочий) применяется для непрерывного получения информации со всех датчиков с целью обеспечения оптимальных условий работы системы пласт - скважина - установка электроцентробежного насоса и сбора данных для использования их в информационной базе мониторинга разработки месторождения (залежи). Информация снимается со всех датчиков через заданные промежутки времени или по алгоритму. Измерение технологических параметров (вибраций и силы тока питания электродвигателя насоса по фазам, температуры внутри насоса) производится через заданные на блоке управления промежутки времени. Критерием обеспечения оптимального режима работы скважины являются, предварительно установленные на блоке управления, максимальные и минимальные значения измеряемых параметров, например, забойного давления, перепадов давлений измеряемых в системе прием насоса - верхний глубинный прибор - затрубное пространство, состава и расхода жидкости, которые передаются также и на пульт диспетчера. При отклонении контролируемых параметров за пределы интервалов блок управления формирует и передает в станцию управления команды на увеличение или уменьшение подачи насоса. Например, при снижении забойного давления до значений, соответствующих давлению насыщения нефти попутным газом, или до значений, при которых начинается интенсивное поступление воды в ствол скважины, что вызывает необходимость уменьшать объем отбираемого флюида, с блока управления поступают команды на уменьшение подачи. При соответствии указанных параметров верхним предельным значениям подача увеличивается. В скважинах с одновременно-раздельной эксплуатацией нескольких объектов блок управления выполняет регулирование объема отбираемого флюида из каждого продуктивного пласта при помощи предварительно устанавливаемых для этих целей в глубинной части компоновки лифтового оборудования, штуцеров или клапанов.Mode 4 (working) is used to continuously obtain information from all sensors in order to ensure optimal working conditions of the reservoir - well system - installation of an electric centrifugal pump and data collection for use in the information base for monitoring field development (deposits). Information is taken from all sensors at specified intervals or according to an algorithm. Measurement of technological parameters (vibrations and current strength of the pump electric motor in phases, temperature inside the pump) is carried out at intervals specified on the control unit. The criterion for ensuring the optimal operating mode of the well is the maximum and minimum values of the measured parameters, for example, bottomhole pressure, pressure drops measured in the intake system - upper downhole device - annular space, composition and flow rate, which are also transmitted to the dispatcher console. If the monitored parameters deviate beyond the intervals, the control unit generates and transmits commands to increase or decrease the pump flow to the control station. For example, when the bottomhole pressure decreases to values corresponding to the saturation pressure of oil with associated gas, or to values at which intensive flow of water into the wellbore begins, which necessitates a decrease in the volume of fluid being sampled, commands to reduce the flow are received from the control unit. When these parameters meet the upper limit values, the flow increases. In wells with simultaneous and separate operation of several objects, the control unit regulates the volume of fluid being taken from each reservoir using pre-installed for this purpose in the deep part of the layout of elevator equipment, fittings or valves.
Для обеспечения эффективной работы насосной установки задаются предельные значения технологических параметров, при превышении которых в станцию управления поступает команда на переход в режим, снижающий нагрузку на электродвигатель насоса или его остановку и соответственно на увеличение подачи или включение насоса при снижении контролируемых параметров до установленных значений.To ensure the efficient operation of the pump installation, the limit values of the technological parameters are set, when they are exceeded, the control station receives a command to switch to a mode that reduces the load on the pump motor or stops it and, accordingly, to increase the flow or turn on the pump when the controlled parameters are reduced to the set values.
В случае отключения питающего напряжения приборный комплекс переходит на работу в режиме 3, а при его подаче продолжается выполнение режима 4.In the event of a disconnection of the supply voltage, the instrument complex switches to work in mode 3, and when it is supplied, the execution of mode 4 continues.
Режим 5 (периодический) используется для эксплуатации скважин, работающих в режиме накопления, и предназначен для управления работой глубинного насоса. Питание приборного комплекса комбинированное - напряжение промышленной сети во время работы насоса, а при его отключении питание наземных блоков производится от сети, глубинных приборов - от аккумулятора. Включение и отключение глубинного насоса производится станцией управления по командам блока управления, которые формируются в зависимости от показаний датчика давления нижнего прибора или/и показаний датчиков скважинной системы контроля и верхнего глубинного прибора. При значениях давлений, равных установленным верхнему или нижнему предельным значениям соответственно, выдается команда на включение или отключение глубинного насоса. Обеспечение оптимального режима эксплуатации скважины и насосной установки во время ее работы, а также измерение глубинных и поверхностных параметров производится как и при эксплуатации скважины в режиме 4. Во время накопления флюида (глубинный насос отключен) производится измерение и регистрация глубинных и поверхностных параметров и текущего времени их получения.Mode 5 (periodic) is used for the operation of wells operating in the accumulation mode, and is intended to control the operation of the downhole pump. The power supply of the instrument complex is combined - the voltage of the industrial network during the operation of the pump, and when it is turned off, the power to the ground units is made from the network, and the downhole devices - from the battery. Switching the depth pump on and off is performed by the control station according to the commands of the control unit, which are formed depending on the readings of the pressure sensor of the lower device and / or the readings of the sensors of the downhole monitoring system and the upper depth device. At pressure values equal to the set upper or lower limit values, respectively, a command is issued to enable or disable the submersible pump. The optimal operating mode of the well and the pump unit during its operation, as well as the measurement of depth and surface parameters, is carried out as during the operation of the well in mode 4. During accumulation of fluid (the depth pump is turned off), the depth and surface parameters and the current time are measured and recorded. their receipt.
Работа в данном режиме предусматривает возвращение в него независимо от количества отключений насоса. Переход в режим 3 (аварийный) происходит только при отключении питающего напряжения от всего комплекса, при его подаче поступает команда на включение глубинного насоса. Из описания и практического применения настоящего изобретения специалистам будут очевидны и другие частные формы его выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретение, сущность которого и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.Work in this mode provides for returning to it regardless of the number of shutdowns of the pump. The transition to mode 3 (emergency) occurs only when the supply voltage is disconnected from the entire complex; when it is applied, a command is sent to turn on the deep pump. From the description and practical application of the present invention, other particular forms of its implementation will be apparent to those skilled in the art. This description and examples are considered as material illustrating the invention, the essence of which and the scope of patent claims are defined in the following claims, a combination of essential features and their equivalents.
Источники информацииInformation sources
1. Митюков А.А., Искандаров О.Р. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №11 - с.26 - 27.1. Mityukov A.A., Iskandarov O.R. Downhole control systems for technological parameters of electric centrifugal pump installations. // Oil industry. - 2004. - No. 11 - p. 26 - 27.
2. Патент на изобретение RU 2077735 С, G01V 1/40, 9/00.2. Patent for invention RU 2077735 C, G01V 1/40, 9/00.
3. Патент на изобретение RU 2244102 С1, 7 Е21В 43/00 (прототип).3. Patent for invention RU 2244102 C1, 7 ЕВВ 43/00 (prototype).
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109331/03A RU2341647C1 (en) | 2007-03-15 | 2007-03-15 | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109331/03A RU2341647C1 (en) | 2007-03-15 | 2007-03-15 | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007109331A RU2007109331A (en) | 2008-09-20 |
| RU2341647C1 true RU2341647C1 (en) | 2008-12-20 |
Family
ID=39867667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007109331/03A RU2341647C1 (en) | 2007-03-15 | 2007-03-15 | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2341647C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| RU2465454C1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Method of defining bed pressure in development of multiple-bed gas and gas condensate deposits |
| RU2493542C1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный архитектурно-строительный университет" (СГАСУ) | Automated information system for control of industrial pumping complex with vertical electric centrifugal pumps for pumping of sewage drain water |
| RU2513600C1 (en) * | 2010-01-29 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Integrated system of continuous supervision |
| EA019586B1 (en) * | 2011-05-24 | 2014-04-30 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for measuring borehole oil output and device therefor |
| WO2015163781A1 (en) * | 2014-04-24 | 2015-10-29 | УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич | Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well |
| RU2619302C1 (en) * | 2016-05-23 | 2017-05-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pump unit |
| RU2667166C1 (en) * | 2014-12-15 | 2018-09-17 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | System and method of management of electric drill tools and sensors for flexible pipes |
| RU2674351C1 (en) * | 2017-12-20 | 2018-12-07 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for estimating the water cut of well oil |
| RU2701673C1 (en) * | 2018-12-25 | 2019-09-30 | Ильдар Зафирович Денисламов | Device for determination of water content of well oil |
-
2007
- 2007-03-15 RU RU2007109331/03A patent/RU2341647C1/en active IP Right Revival
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513600C1 (en) * | 2010-01-29 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Integrated system of continuous supervision |
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| RU2465454C1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Method of defining bed pressure in development of multiple-bed gas and gas condensate deposits |
| EA019586B1 (en) * | 2011-05-24 | 2014-04-30 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for measuring borehole oil output and device therefor |
| RU2493542C1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный архитектурно-строительный университет" (СГАСУ) | Automated information system for control of industrial pumping complex with vertical electric centrifugal pumps for pumping of sewage drain water |
| WO2015163781A1 (en) * | 2014-04-24 | 2015-10-29 | УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич | Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well |
| RU2667166C1 (en) * | 2014-12-15 | 2018-09-17 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | System and method of management of electric drill tools and sensors for flexible pipes |
| RU2619302C1 (en) * | 2016-05-23 | 2017-05-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pump unit |
| RU2674351C1 (en) * | 2017-12-20 | 2018-12-07 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method for estimating the water cut of well oil |
| RU2701673C1 (en) * | 2018-12-25 | 2019-09-30 | Ильдар Зафирович Денисламов | Device for determination of water content of well oil |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007109331A (en) | 2008-09-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2341647C1 (en) | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method | |
| US9249659B2 (en) | Formation fluid property determination | |
| US9206684B2 (en) | Artificial lift equipment power line communication | |
| US6061000A (en) | Downhole data transmission | |
| EP2761130B1 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
| RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
| US8087461B2 (en) | Logging while producing apparatus and method | |
| CA2754486C (en) | System and method for monitoring fluid flow through an electrical submersible pump | |
| EP1355170A2 (en) | A method of controlling production from a wellbore | |
| CN107923237A (en) | Down-hole pressure survey tool with high sampling rate | |
| CN102562013A (en) | Automatic modulation and monitoring zonal injection method for water injection well and system thereof | |
| CA3024467C (en) | Method and system for performing communications during cementing operations | |
| AU2016250377A1 (en) | Integrated permanent monitoring system | |
| RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
| US10502039B2 (en) | Well monitoring and pressure controlled landfill pump | |
| CN209742867U (en) | Oil field separate layer water injection technology tubular column device | |
| CN113513301B (en) | Online water content real-time detection system based on electric pump sensor and detection method thereof | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| CN109736761B (en) | Oil field separate layer water injection process pipe column device | |
| RU2752068C1 (en) | Multiple sensor device with different parameters to monitor the reservoir flow profile by multiple methods | |
| CN111364969A (en) | Method for generating visual representation of wellbore drilling parameters | |
| AU776876B2 (en) | Control of chemical injection from a surface treatment system for an oilfield well | |
| CN105134192B (en) | A kind of automatically controlled formation tester | |
| CN117823120A (en) | Microwave water content monitoring and testing tubular column and method for rodless pump | |
| RU2077735C1 (en) | Information support system for oil field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200316 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210525 |