RU2558088C2 - Method of oil and gas well control - Google Patents

Method of oil and gas well control Download PDF

Info

Publication number
RU2558088C2
RU2558088C2 RU2013147367/03A RU2013147367A RU2558088C2 RU 2558088 C2 RU2558088 C2 RU 2558088C2 RU 2013147367/03 A RU2013147367/03 A RU 2013147367/03A RU 2013147367 A RU2013147367 A RU 2013147367A RU 2558088 C2 RU2558088 C2 RU 2558088C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
well
pump
yield
electric drive
Prior art date
Application number
RU2013147367/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2013147367A (en
Inventor
Сергей Владимирович Шумилин
Владимир Николаевич Шумилин
Алексей Валентинович Филиппов
Ирина Владимировна Филиппова
Original Assignee
Сергей Владимирович Шумилин
Владимир Николаевич Шумилин
Ирина Владимировна Филиппова
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 Сергей Владимирович Шумилин, Владимир Николаевич Шумилин, Ирина Владимировна Филиппова filed Critical Сергей Владимирович Шумилин
Priority to RU2013147367/03A priority Critical patent/RU2558088C2/en
Publication of RU2013147367A publication Critical patent/RU2013147367A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2558088C2 publication Critical patent/RU2558088C2/en

Links

Images

Landscapes

  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Flow Control (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry, in particular to oil production from wells by the mechanised method, and can be used in any type of pump electric drives. Under the method at wellhead passive acoustic multi-phase flowmeter is installed. Well is operated using the rig with electric drive, and electric drive control station. Well yield and watercut as per phases are determined every second under real time mode. Yield is averaged for selected time period. Further yields as per phases are compared with set process parameters. If watercut values are beyond the set limits the amount of transferred by pump produced water is reduced upon keeping of the commercial oil yield at set level. For this one of action is performed: capacity of pump unit is reduced due to motor speed; capacity of pump unit is increased due to increasing of the motor speed; the pump unit is stopped for definite time for oil accumulation at the wellhead.
EFFECT: yield keeping at set level upon reduced power consumption.
1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов.The invention relates to the oil industry, in particular to the extraction of oil from wells by a mechanized method, and can be used in any type of pump electric drive.

Известен «Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом» (RU 2293176 Е21В 43/00 от 02.09.2005), в котором откачку жидкости чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной насосной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки для согласования с дебитом скважины. При этом изменяют соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Согласно изобретению скважину эксплуатируют установкой производительностью, более 80 м3/сут. Давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения. Продолжительность периода эксплуатации скважины, равную сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, выбирают таким образом, чтобы коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины был более 0,95, а продолжительность включения установки, равную отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, устанавливают менее 50%.The well-known "Method of short-term operation of a well with a submersible pumping unit with an electric drive" (RU 2293176 ЕВВ 43/00 dated 02.09.2005), in which the pumping of the fluid is alternated with the accumulation of fluid in the well when the pumping unit is turned off and the average performance over time is adjusted to coordinate with the flow rate wells. At the same time, the ratio of the duration of pumping fluid from the well to the duration of fluid accumulation in the well is changed. According to the invention, the well is operated by a plant with a capacity of more than 80 m 3 / day. The pressure developed by the installation during pumping fluid out of the well is controlled by changing the pump rotation speed so that the pump efficiency in the entire control range is at least 0.9 of the maximum value of the efficiency for a given rotation speed. The duration of the well operation period, equal to the sum of the duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in the well, is chosen so that the rate of decrease in production compared to the continuous operation of the well is more than 0.95, and the duration of the installation, equal to the ratio of the duration of pumping fluid from wells to the duration of the period of operation of the well, set less than 50%.

Известен также способ эксплуатации скважины «Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом» (RU 2421605, Е21В 43/12), включающий запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважиной жидкости. Согласно изобретению запуск спущенного на насосно-компрессорных трубах (НКТ) электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче. Ожидают поступление жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее обводненность. Увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущую обводненность поступающей жидкости. Сравнивают полученную величину текущей обводненности с обводненностью при минимальной подаче. Если полученное значение текущей обводненности больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче. В последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче. Если значения текущей обводненности, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче.There is also known a method of operating a well "Method of operating a well equipped with an electric centrifugal pump with a variable frequency drive" (RU 2421605, ЕВВ 43/12), which includes starting the pump and changing the frequency of the supply voltage of the electric motor depending on the water content of the liquid produced by the well. According to the invention, the launch of an electric centrifugal pump running on tubing (tubing) is carried out at the minimum frequency of the supply voltage and, accordingly, at the minimum supply. The liquid is awaited to receive a measuring device on the surface, where its water cut is measured. Increase the frequency of the supply voltage and measure the current water content of the incoming fluid. Compare the obtained value of the current water cut with water cut with a minimum flow. If the obtained value of the current water cut is greater than or equal to the water cut at minimum flow, then continue to increase the frequency of the supply voltage until the value of the current water cut is less than the water cut at minimum flow. In the latter case, they begin to reduce the frequency of the supply voltage until the current water cut is greater than or equal to the water cut with a minimum flow. If the values of the current water cut obtained with an increased supply are less than the water cut at a minimum supply, then they begin to reduce the frequency of the supply voltage until the current water cut is greater than or equal to the water cut at a minimum supply.

Недостатком указанных аналогов является то, что существующие способы эксплуатации скважин с электроцентробежными насосами предусматривают либо стационарный режим работы насоса, либо циклический с полной остановкой насоса, при этом регулярно отбирают пробы жидкости из скважины и, в зависимости от процентного содержания нефти, выбирают производительность насоса путем изменения частоты переменного электрического тока, подаваемого на электродвигатель насоса. С целью снижения энергозатрат нефтегазодобывающие компании применяют периодическую откачку водогазонефтяной эмульсии, суть которой в накоплении нефти на забое скважины за счет гравитационной сепарации и периодическая откачка жидкости с повышенным содержанием нефти. При увеличении доли нефти насос включают, а при уменьшении выключают. Низкая эффективность такого способа экономии электроэнергии заключена в том, что в силу особенностей залегания нефти процентное содержание воды, нефти и газа варьируется случайным образом и необходим постоянный контроль состава жидкости. Существующие системы определяют период включения/выключения либо на основе экспериментальных данных, либо на основе лабораторных анализов, либо на основе опыта работы оператора, либо на основе данных, полученных с групповой замерной установки, где происходит сепарация и измерение дебита фаз водогазонефтяной эмульсии.The disadvantage of these analogues is that the existing methods of operating wells with electric centrifugal pumps provide either a stationary pump or a cyclic mode with a complete stop of the pump, and fluid samples are taken regularly from the well and, depending on the percentage of oil, choose pump performance by changing frequency of alternating electric current supplied to the pump motor. In order to reduce energy costs, oil and gas companies use periodic pumping of water-gas-oil emulsions, the essence of which is the accumulation of oil at the bottom of the well due to gravity separation and periodic pumping of liquid with a high oil content. With an increase in the proportion of oil, the pump is turned on, and with a decrease, it is turned off. The low efficiency of this method of saving energy is that due to the peculiarities of occurrence of oil, the percentage of water, oil and gas varies randomly and constant monitoring of the composition of the liquid is necessary. Existing systems determine the on / off period either on the basis of experimental data, or on the basis of laboratory analyzes, or on the basis of the operator’s experience, or on the basis of data obtained from a group metering unit, where the oil-gas-oil emulsion phases are separated and measured.

Общепринятая схема измерения добычи на групповых замерных установках (ГЗУ) предусматривает измерение процентного состава добытой жидкости (фазового состава) только через определенные периоды времени, как правило, составляющие несколько часов. Конструктивные особенности групповой замерной установки не позволяют производить измерения чаще, чем один раз в четыре часа. Отсутствие информации о фазовом составе многофазной жидкости в течение нескольких часов приводит к перекачиванию излишних объемов пластовой воды и перерасходу электроэнергии.The generally accepted scheme for measuring production at group metering units (GZU) provides for the measurement of the percentage composition of produced fluid (phase composition) only after certain periods of time, usually a few hours. The design features of a group metering installation do not allow measurements to be made more often than once every four hours. The lack of information on the phase composition of the multiphase fluid for several hours leads to the pumping of excessive volumes of produced water and an excessive consumption of electricity.

Для устранения указанных недостатков предлагается данное изобретение.To eliminate these disadvantages, the invention is proposed.

Технический результат: поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.Technical result: maintaining the flow rate at a given level while reducing energy costs.

Технический результат достигается благодаря тому, что на трубе 1 устья скважины (рисунок 1) устанавливают, для постоянного контроля фазового состава продукции скважины, пассивно-акустический многофазный расходомер 2, преобразованный сигнал от которого передают в электронный блок 3, а затем в блок управления 4 насосной установки любого типа 5, а с целью снижения затрат на электроэнергию измеряют дебит скважины по фазам ежесекундно в реальном времени и усредняют его за определенный период времени, например сутки, проводят статистическую обработку измерений с целью определения среднего дебита по фазам за определенное выбранное время, сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами, а при выходе значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий:The technical result is achieved due to the fact that on the pipe 1 of the wellhead (Figure 1), a passive-acoustic multiphase flow meter 2 is installed to constantly monitor the phase composition of the well production, the converted signal from which is transmitted to the electronic unit 3, and then to the pump control unit 4 installations of any type 5, and in order to reduce energy costs, they measure the flow rate of the well in phases every second in real time and average it over a certain period of time, for example, a day, conduct a statistical sample Botko measurements to determine the mean flow rate of the phases for a certain selected time subsequent flow rates are compared with the phases of predetermined process parameters, and if the output values of flow rates for given flow rates boundary operate either:

- снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электропривода;- reduce the productivity of the pumping unit by reducing the number of revolutions of the electric drive;

- повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электропривода;- increase the productivity of the pumping unit by increasing the number of revolutions of the electric drive;

- останавливают на определенное время электропривод насосной установки для накопления нефти в забое скважины.- stop for a certain time the electric drive of the pumping unit for the accumulation of oil in the bottom of the well.

Пассивно-акустический многофазный расходомер основан на способе измерения расхода многофазной жидкости (RU 2489685), заключающемся в измерении акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, скорость прохождения жидкости определяют по частоте акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости.A passive-acoustic multiphase flow meter is based on a method for measuring the flow of a multiphase liquid (RU 2489685), which consists in measuring the acoustic noise generated by the movement of a liquid when it flows through a known section, the speed of the liquid is determined by the frequency of acoustic noise caused by the unevenness of the liquid.

Поставленная цель - экономия электроэнергии - происходит за счет сокращения объемов перекачиваемой насосом пластовой воды.The goal - energy savings - is due to a reduction in the volume of formation water pumped by the pump.

Для примера оценим финансовые потери ОАО «Татнефть» в 2010-2011 годах от закачки пластовой воды, не требуемой в технологическом процессе добычи. Расчет основан на данных, приведенных на сайте компании. «Для ОАО «Татнефть» пробурены и закончены строительством 331 скважина, в том числе 277 добывающих, из которых в первый год эксплуатации извлечено 393,5 тысяч тонн нефти. Среднесуточный дебит новых скважин, введенных из бурения, в 2010 году составил 8,6 тонн водонефтяной эмульсии в сутки».As an example, we estimate the financial losses of OAO TATNEFT in 2010-2011 from the injection of produced water, which is not required in the production process. The calculation is based on the data provided on the company's website. “For OAO Tatneft, 331 wells were drilled and completed with construction, including 277 producing wells, of which 393.5 thousand tons of oil were extracted in the first year of operation. "The average daily production rate of new wells commissioned from drilling in 2010 amounted to 8.6 tons of water-oil emulsion per day."

Рассчитаем дебит по товарной нефти: 393,5 тыс тонн / 277 скважин = 1420 тонн в год на одну скважину. 1420 тонн / 365 дней = 3,89 тонн нефти в сутки. Средняя обводненность составит ((8,6-3,89)/8,6)*100%=55%. «Дебит жидкости составляет 56 м3/сутки, нефти 8 тонн/сутки». В этом случае обводненность составит ((56-8)/56)*100%=85%. «В 2011 году в НГДУ «Азнакаевскнефть» абсолютная величина потребляемой электроэнергии составила 173,1 удельных кВт·ч на добычу 1 т нефти, что на 7,1 кВт·ч, или 4%, ниже показателя 2009 года, когда были максимальные значения добычи жидкости и потребления электроэнергии». Для расчета условно примем, что объем бесконтрольной пластовой воды, поднятой вместе с нефтью, отсепарированной и снова закачанной на глубину пласта, составит 5 м3/сутки = 5 тонн/сутки.We calculate the flow rate for commercial oil: 393.5 thousand tons / 277 wells = 1420 tons per year per well. 1420 tons / 365 days = 3.89 tons of oil per day. The average water cut will be ((8.6-3.89) / 8.6) * 100% = 55%. "The flow rate of the liquid is 56 m 3 / day, oil 8 tons / day." In this case, the water cut will be ((56-8) / 56) * 100% = 85%. “In 2011, in NGDU Aznakaevskneft, the absolute value of electricity consumed amounted to 173.1 specific kWh for the production of 1 ton of oil, which is 7.1 kWh, or 4%, lower than in 2009, when there were maximum production values liquids and electricity consumption. " For the calculation, we conventionally assume that the volume of uncontrolled formation water, raised together with the oil, separated and again pumped to the depth of the formation, will be 5 m 3 / day = 5 tons / day.

Также условно примем стоимость 1 кВт·час электроэнергии 2,4 руб. для Татарстана (такое допущение справедливо из-за множественности тарифов оплаты). Тогда затраты на подъем и закачку бесконтрольной пластовой воды на 1 скважину в сутки составят: 5 тонн * 173,1 кВт * час * 2,4 руб. = 2077,2 руб. При круглогодичной эксплуатации скважины: 2077,2 руб. * 300 раб. дней = 623160 руб. / год. В ОАО «Татнефть» фонд скважин около 20000 шт. Тогда суммарные расходы: 623160*20000=12,46 (млрд. руб.).We will also conditionally accept the cost of 1 kW · hour of electricity 2.4 rubles. for Tatarstan (this assumption is true due to the multiplicity of payment tariffs). Then the cost of raising and injecting uncontrolled formation water per well per day will be: 5 tons * 173.1 kW * hour * 2.4 rubles. = 2077.2 rubles. With year-round operation of the well: 2077.2 rubles. * 300 work days = 623160 rub. / year. OAO Tatneft has a well stock of about 20,000 pcs. Then the total expenses: 623160 * 20,000 = 12.46 (billion rubles).

По данным сайта www.sinprotek.ru: «на сегодняшний день доля энергозатрат в себестоимости нефтедобычи - около 30-40% (2-3 место среди всех затрат). Большая часть электроэнергии (55-60%), потребляемой в нефтяной промышленности, расходуется на подъем нефти из скважин. На обеспечение работы системы поддержания пластового давления приходится 22-33% общего потребления энергии, на подготовку и промысловый транспорт нефти - 5-10%. По мере ухудшения условий добычи эксплуатация малодебитных скважин, с учетом увеличения их глубины, сопровождается резким ростом энергопотребления и, соответственно, падением энергоэффективности. При этом существующие на рынке предложения по повышению энергоэффективности процесса нефтедобычи не позволяют осуществить анализ причин, приводящих к увеличению затрат энергии на каждой конкретной скважине, поэтому выработка плана мероприятий по снижению энергозатрат невозможна».According to the site www.sinprotek.ru: “today the share of energy consumption in the cost of oil production is about 30-40% (2-3 place among all costs). Most of the electricity (55-60%) consumed in the oil industry is spent on lifting oil from wells. The maintenance of the reservoir pressure maintenance system accounts for 22-33% of the total energy consumption, and the preparation and field transport of oil - 5-10%. As production conditions worsen, the operation of low-yield wells, taking into account the increase in their depth, is accompanied by a sharp increase in energy consumption and, accordingly, a decrease in energy efficiency. At the same time, the proposals on the market for improving the energy efficiency of the oil production process on the market do not allow an analysis of the reasons leading to an increase in energy costs for each particular well, therefore it is impossible to develop an action plan to reduce energy costs. ”

Таким образом, предлагаемый способ управления скважиной позволяет поддерживать дебит нефти на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.Thus, the proposed method of controlling the well allows you to maintain the oil flow rate at a given level while reducing energy costs.

Список используемых источниковList of sources used

1. «Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом» (RU 2293176 Е21В 43/00 от 02.09. 2005);1. "A method for short-term operation of a well with a submersible pumping unit with an electric drive" (RU 2293176 ЕВВ 43/00 dated 02.09. 2005);

2. «Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом» (RU 2421605, Е21В 43/12);2. “A method of operating a well equipped with an electric centrifugal pump with a variable frequency drive” (RU 2421605, ЕВВ 43/12);

3. «Способ измерения расхода многофазной жидкости» (RU 2489685);3. "A method of measuring the flow rate of a multiphase liquid" (RU 2489685);

4. http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatnen/portal_rus/homepage/;4.http: //www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatnen/portal_rus/homepage/;

5. www.sinprotek.ru.5. www.sinprotek.ru.

Claims (1)

Способ управления нефтегазовой скважиной, характеризующийся тем, что на устье скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер и осуществляют эксплуатацию скважины установкой с электроприводом и станцией управления электроприводом, измеряют дебит скважины и обводненность по фазам ежесекундно в реальном времени, усредняют его за определенное выбранное время, сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами, и при выходе значений обводненности за заданные границы сокращают объем перекачиваемой насосом пластовой воды при поддержании дебита товарной нефти на заданном уровне, для чего выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. A method for controlling an oil and gas well, characterized in that a passive-acoustic multiphase flow meter is installed at the wellhead and the well is operated by an electric drive unit and an electric drive control station, the well flow rate and phase water cut are measured every second in real time, averaged over a certain selected time, compared subsequent flow rates in phases with predetermined process parameters, and when water cut values go beyond predetermined boundaries, the volume of the produced water pumped by the pump while maintaining the flow rate of salable oil at a given level, for which one of the following actions is performed: they reduce the productivity of the pumping unit due to the number of revolutions of the electric motor; increase the productivity of the pumping unit by increasing the speed of the electric motor; stop at a certain time the pumping unit for the accumulation of oil in the bottom of the well.
RU2013147367/03A 2013-10-23 2013-10-23 Method of oil and gas well control RU2558088C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013147367/03A RU2558088C2 (en) 2013-10-23 2013-10-23 Method of oil and gas well control

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013147367/03A RU2558088C2 (en) 2013-10-23 2013-10-23 Method of oil and gas well control

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013147367A RU2013147367A (en) 2015-04-27
RU2558088C2 true RU2558088C2 (en) 2015-07-27

Family

ID=53283115

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013147367/03A RU2558088C2 (en) 2013-10-23 2013-10-23 Method of oil and gas well control

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2558088C2 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2686796C1 (en) * 2018-07-04 2019-04-30 Олег Сергеевич Николаев Method for oil recovery from multilayer wells by submersible electric drive pump unit
RU2704417C1 (en) * 2018-05-30 2019-10-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of low-rate and water-flooded wells by deep-well pumping unit
RU2715416C2 (en) * 2015-09-15 2020-02-28 Дженерал Электрик Компани Fluid extraction system, control subsystem, electric machines working speeds control method and electric machine control method
RU2728741C1 (en) * 2019-12-12 2020-07-30 Олег Сергеевич Николаев Multipay well operation method and oil production unit for its implementation

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2049912C1 (en) * 1991-06-17 1995-12-10 Институт горного дела СО РАН Method for development of oil and gas-condensate field and equipment for its realization
RU2066740C1 (en) * 1992-06-11 1996-09-20 Институт горного дела СО РАН Device for automatic control of the process of development of oil, gas and gas-condensate fields
US6097786A (en) * 1998-05-18 2000-08-01 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring multiphase flows
RU2240422C2 (en) * 2002-08-20 2004-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for optimizing process of oil extraction from bed
RU2352768C2 (en) * 2007-08-01 2009-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная технологическая компания" Power consumption minimisation method while ensuring given liquid rate and associated control unit
RU2390521C2 (en) * 2004-11-10 2010-05-27 Пайрамал Лайф Сайнсиз Лимитед Tricyclic guanidine derivatives as sodium-proton exchange inhibitors
RU2421605C1 (en) * 2010-02-19 2011-06-20 Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive
RU2482265C2 (en) * 2011-08-17 2013-05-20 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Setup method of oil well cluster, and device for oil collection and transport of oil well cluster
RU2493361C1 (en) * 2012-02-27 2013-09-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Method for controlling multimachine complex of reservoir pressure maintenance system

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2049912C1 (en) * 1991-06-17 1995-12-10 Институт горного дела СО РАН Method for development of oil and gas-condensate field and equipment for its realization
RU2066740C1 (en) * 1992-06-11 1996-09-20 Институт горного дела СО РАН Device for automatic control of the process of development of oil, gas and gas-condensate fields
US6097786A (en) * 1998-05-18 2000-08-01 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring multiphase flows
RU2240422C2 (en) * 2002-08-20 2004-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for optimizing process of oil extraction from bed
RU2390521C2 (en) * 2004-11-10 2010-05-27 Пайрамал Лайф Сайнсиз Лимитед Tricyclic guanidine derivatives as sodium-proton exchange inhibitors
RU2352768C2 (en) * 2007-08-01 2009-04-20 Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная технологическая компания" Power consumption minimisation method while ensuring given liquid rate and associated control unit
RU2421605C1 (en) * 2010-02-19 2011-06-20 Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive
RU2482265C2 (en) * 2011-08-17 2013-05-20 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Setup method of oil well cluster, and device for oil collection and transport of oil well cluster
RU2493361C1 (en) * 2012-02-27 2013-09-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Method for controlling multimachine complex of reservoir pressure maintenance system

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715416C2 (en) * 2015-09-15 2020-02-28 Дженерал Электрик Компани Fluid extraction system, control subsystem, electric machines working speeds control method and electric machine control method
RU2704417C1 (en) * 2018-05-30 2019-10-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of low-rate and water-flooded wells by deep-well pumping unit
RU2686796C1 (en) * 2018-07-04 2019-04-30 Олег Сергеевич Николаев Method for oil recovery from multilayer wells by submersible electric drive pump unit
RU2728741C1 (en) * 2019-12-12 2020-07-30 Олег Сергеевич Николаев Multipay well operation method and oil production unit for its implementation

Also Published As

Publication number Publication date
RU2013147367A (en) 2015-04-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2558088C2 (en) Method of oil and gas well control
CN104141603B (en) There is the control system of water pump of energy-conserving action
CN106948796A (en) Pumping control device and method for pumping unit during non-stop
CN103885367B (en) A kind of intelligent controlling system for beam-pumping unit based on optimum jig frequency identification and method
CN107939357B (en) Improve oilfield development system efficiency method
RU2015131093A (en) METHOD FOR OPTIMIZING WELL BORE INTENSIFICATION
US10947821B2 (en) Oil and gas production well control system and method
RU111190U1 (en) OIL PRODUCING WELL WITH ARTIFICIAL INTELLIGENCE
RU2433250C1 (en) Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation
CN107237615A (en) A kind of beam pumping unit speed of service optimal control method based on PRL
RU2494236C1 (en) Oil deposit development method
RU2522565C1 (en) Well operation method using pump set with variable-frequency drive and device for its implementation
RU2700358C1 (en) Method and system for optimizing the addition of a viscosity reducer to an oil well comprising a downhole pump
RU2695183C1 (en) Method for non-stationary collection of liquid from a fracture-porous type collector
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2542059C2 (en) Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture
RU2558087C2 (en) Oil and gas deposit control method
RU2283425C2 (en) Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram
RU2720848C1 (en) Method for development of oil deposit with inter-formation flows
CN107369100A (en) Water-drive pool recovers recoverable reserves potentiality measuring and calculating new method
RU2548460C1 (en) Control method for production and actions system at wells cluster
RU2240422C2 (en) Method for optimizing process of oil extraction from bed
RU2610948C1 (en) Method of determination of deposit volume in tubing string
RU2381354C1 (en) Oil fields development method
Muravyova et al. Application of bottom hole pressure calculation method for the management of oil producing well

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171024

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20190211