[go: up one dir, main page]

RU2018644C1 - Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit - Google Patents

Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit Download PDF

Info

Publication number
RU2018644C1
RU2018644C1 SU4885766A RU2018644C1 RU 2018644 C1 RU2018644 C1 RU 2018644C1 SU 4885766 A SU4885766 A SU 4885766A RU 2018644 C1 RU2018644 C1 RU 2018644C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
wellhead
pump
active power
mpa
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.О. Кричке
Original Assignee
Самарский архитектурно-строительный институт
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 Самарский архитектурно-строительный институт filed Critical Самарский архитектурно-строительный институт
Priority to SU4885766 priority Critical patent/RU2018644C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2018644C1 publication Critical patent/RU2018644C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: well testing. SUBSTANCE: method includes placing the pumping unit in steady-state operating conditions with withdrawal of pumped out fluid, determination of efficiency of surface and downhole equipment, construction of diagrams of active power consumed by drive electric motors, and diagrams of wellhead pressure at two different pressures at wellhead during upward stroke of polished rod. Diagrams are used to determine average value of active power for pumping cycle and pressure loss in pump valves. Pump suction pressure is calculated by formula and resulted values are indicative about possibility of further operation of well. EFFECT: higher efficiency. 2 dwg

Description

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для исследования скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки. The invention relates to oil production and can be used to study wells equipped with a deep rod pump driven by a rocking machine.

Известны способы исследования скважин путем измерения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины с пересчетом на давление (Сушилин В.А. Нефтепромысловые глубинные измерения. М.: Гостоптехиздат, 1958, с.15). Known methods for researching wells by measuring the liquid level in the annulus of a well, calculated on pressure (Sushilin V.A. Oilfield depth measurements. M: Gostoptekhizdat, 1958, p.15).

Известен способ исследования скважин с использованием глубинного манометра, опускаемого через затрубное пространство скважины на прием насоса. A known method of researching wells using a deep gauge lowered through the annular space of the well at the pump intake.

Известен способ исследования путем прямого измерения давления на приеме насоса с помощью манометра, опускаемого в скважину вместе с колонной насосно-компрессорных труб (Сушилин В.А. Нефтепромысловые глубинные измерения. М.: Гостехиздат, 1958, с.15-17). A known method of research by directly measuring the pressure at the pump intake using a manometer lowered into the well together with a string of tubing (Sushilin V.A. Oilfield depth measurements. M: Gostekhizdat, 1958, p.15-17).

Недостатками этих способов являются сложность исследования и невысокая точность. The disadvantages of these methods are the complexity of the study and low accuracy.

За прототип принят способ исследования скважин с использованием расчетных методов (Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. - Добыча нефти./Под редак. д-ра тех.наук Ш. К.Гиматудинова. М.: Недра, 1983, с.185-192). The prototype adopted a method of researching wells using calculation methods (A reference guide for the design, development and operation of oil fields. - Oil production. / Ed. By Dr. technical science Sh. K. Gimatudinova. M.: Nedra, 1983, p. .185-192).

Недостатками этого способа являются необходимость иметь большое число исходных данных и низкая точность определения исходных данных. The disadvantages of this method are the need to have a large number of source data and low accuracy in determining the source data.

Известен способ определения дебита скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, основанный на анализе мощности и давления (авт.св. N 1452959, 1989). A known method for determining the flow rate of a well equipped with a sucker rod pump, based on the analysis of power and pressure (ed. St. N 1452959, 1989).

Цель изобретения - упрощение технологии исследования скважины. The purpose of the invention is the simplification of well research technology.

Поставленная цель достигается тем, что определяют при двух различных давлениях на устье скважины средние приращения активной мощности, потребляемой электродвигателем и устьего давления при ходе устьего штока вверх и устанавливают на установившемся режиме давление, развиваемое насосом, путем деления среднего значения приращения устьего давления на среднее значение приращения активной мощности, умножают результат на двойное значение мощности за целое число циклов работы насоса и на КПД глубинного оборудования, вычитают результат из значения давления, полученного от веса столба жидкости в насосных трубах и прибавляют значения устьего давления и потери давления в насосе. The goal is achieved by determining, at two different pressures at the wellhead, the average increments of the active power consumed by the electric motor and the wellhead pressure during the upstroke of the wellhead and set the pressure developed by the pump to steady state by dividing the average value of the increment of the wellhead pressure by the average value of the increment active power, multiply the result by a double value of power for an integer number of pump operation cycles and the efficiency of downhole equipment, subtract the result from the beginning of the pressure obtained from the weight of the liquid column in the pump pipes and add the values of wellhead pressure and pressure loss in the pump.

Из просмотренной технической и патентной литературы не выявлено аналогичных способов исследования скважин с глубинными штанговыми насосами с приводом от станков-качалок. From the reviewed technical and patent literature, no similar methods for researching wells with deep-well sucker-rod pumps driven by rocking machines have been identified.

На фиг.1 представлена схемы скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки; на фиг.2 - диаграммы мощности и давления скважины с глубинным штанговым насосом. Figure 1 presents a diagram of a well equipped with a deep rod pump driven by a rocking machine; figure 2 - diagram of the power and pressure of the well with a deep rod pump.

На схеме скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом, показаны пласт 1, эксплуатационная колонна 2, в которой находится глубинный насос 3 с насосными штангами 4 и насосными трубами 5. Привод насоса осуществляется станком-качалкой 6 через устьевой шток 7. Подача жидкости контролируется манометром 8 и поступает в сборный трубопровод через обратный клапан 9 и устьевую задвижку 10. Управление станком-качалкой производится станцией управления 11, в которой находится преобразователь 12 активной мощности. Переносное устройство состоит из устройства 13 для регистрации диаграмм мощности и давления. На фиг.1 также изображены диаграммы 14 мощности, диаграммы 15 давления. Основные расчетные соотношения: Pпн - давление на приеме насоса, Рпж - давление, идущее на подъем жидкости насосом, Нн - глубина подвески насоса, Δ Рн - потеря давления в насосе.In the diagram of a well equipped with a sucker rod pump, formation 1, production casing 2, in which there is a suction pump 3 with sucker rods 4 and pump tubes 5. The pump is driven by a rocking machine 6 through the wellhead rod 7. The fluid supply is controlled by a pressure gauge 8 and enters the collection pipe through the check valve 9 and the wellhead valve 10. The rocking machine is controlled by the control station 11, in which the active power converter 12 is located. The portable device consists of a device 13 for recording power and pressure diagrams. 1 also shows power diagrams 14, pressure diagrams 15. The main design ratios: P mon - pressure at the pump inlet , P pzh - pressure that goes to lift the liquid by the pump, N n - pump suspension depth, Δ P n - pressure loss in the pump.

Насос служит для поднятия жидкости на поверхность. Станок-качалка необходим для привода насоса с помощью штанг. Производительность насоса может меняться путем изменения длины хода штанг и числа качаний станка-качалки. Устьевая задвижка, манометр, обратный клапан служат для управления потоком жидкости, станция управления - для управления работой станка-качалки, преобразователь мощности и датчик устьевого давления для получения сигналов, пропорциональных активной мощности приводного электродвигателя, давлению на устье скважины. Регистрирующее устройство нужно для получения средних разностных значений мощности и давления при двух разных значениях давления на устье скважины, получаемых путем прикрытия устьевой задвижки. The pump is used to raise liquid to the surface. A rocking machine is necessary to drive the pump using rods. Pump performance can be changed by changing the stroke length of the rods and the number of swings of the pumping unit. The wellhead valve, pressure gauge, non-return valve are used to control the flow of fluid, the control station is used to control the operation of the rocking machine, the power converter and the wellhead pressure sensor to receive signals proportional to the active power of the drive motor, the pressure at the wellhead. A recording device is needed to obtain average differential values of power and pressure at two different values of pressure at the wellhead, obtained by covering the wellhead valve.

Пласт обеспечивает приток жидкости в скважину до заданного уровня, который определяет давление на приеме насоса. Установлен предел значения этого давления, ниже которого эксплуатация скважины не эффективна. Кроме того, систематический контроль за давлением на приеме насоса необходим с целью контроля за процессом закачки воды в пласт для поддержания пластового давления. The reservoir provides a flow of fluid into the well to a predetermined level, which determines the pressure at the pump inlet. A limit has been established for the value of this pressure, below which well operation is not effective. In addition, systematic monitoring of the pressure at the pump intake is necessary in order to control the process of pumping water into the reservoir to maintain reservoir pressure.

Установка с глубинным штанговым насосом работает следующим образом (фиг.1). Installation with a deep sucker rod pump works as follows (figure 1).

Жидкость из пласта 1 протекает в эксплуатационную колонну 2. Глубинный насос 3 с помощью насосных штанг 4, перемещающихся в насосных трубах 5, приводится в движение станком-качалкой 6 через устьевой шток 7. Давление на устье измеряется манометром 8, жидкость через обратный клапан 9 и задвижку 10 поступает в сборный трубопровод. Управление электродвигателем станка-качалки осуществляется станцией управления 11, в которой находится преобразователь 12 мощности, сигнал с которого и с датчика давления поступает в устройство 13 для регистрации. Соответствующие диаграммы мощности Р(t) и давления p(t), получаемые на регистрирующем устройстве, показаны на диаграммах 14 и 15. The fluid from the reservoir 1 flows into the production casing 2. Using the pump rods 4, the submersible pump 3 is driven by a rocking machine 6 through the wellhead rod 7. The pressure on the well is measured by a pressure gauge 8, the fluid through a non-return valve 9 and the valve 10 enters the collection pipe. The electric motor of the rocking machine is controlled by the control station 11, in which the power converter 12 is located, the signal from which also comes from the pressure sensor to the device 13 for registration. The corresponding power diagrams P (t) and pressure p (t) obtained on the recording device are shown in diagrams 14 and 15.

Оптимальная работа глубинного насоса во многом зависит от давления на его приеме, которое принимается равным примерно 2,5 МПа. Исходя из свойства откачиваемой жидкости и давления, выбирается глубина погружения насоса под динамический уровень. Слишком большое погружение установки ведет к удлинению штанг 4 и насосных труб 5, что сказывается на надежности в работе насосной установки, а также на экономических показателях ее работы. The optimal operation of the deep pump largely depends on the pressure at its intake, which is assumed to be approximately 2.5 MPa. Based on the properties of the pumped liquid and pressure, the immersion depth of the pump under the dynamic level is selected. Too much immersion of the installation leads to an extension of the rods 4 and pump pipes 5, which affects the reliability of the pump installation, as well as the economic indicators of its operation.

Заданное давление на приеме насоса поддерживается путем подбора насоса соответствующей производительности и путем искусственного поддержания пластового давления. Периодический контроль за давлением на приеме насоса производится расчетным путем, исходя из динамического уровня жидкости в затрубном пpостранстве скважины. The set pressure at the pump intake is maintained by selecting a pump of the appropriate capacity and by artificially maintaining reservoir pressure. Periodic monitoring of pressure at the pump intake is carried out by calculation, based on the dynamic liquid level in the annular space of the well.

Для определения давления на приеме насоса при исследованиях поступают следующим образом. To determine the pressure at the pump inlet during research, proceed as follows.

При номинальном режиме работы установки (фиг.2) снимаются относительно линии ОА диаграммы активной мощности Рн (фиг.2,а) и давления Рун (фиг.2, б) на устье скважины, далее прикрывается задвижка 10 на устье и вновь снимаются диаграммы мощности Рп (фиг.2, а) и давления Руп (фиг.2, б). При этом за начало диаграммы принимается момент начала хода устьевого штока 7 вверх - точка В, а за конец диаграммы - момент конца хода устьевого штока 7 вниз - точка А. На диаграмме мощности (фиг.2, а) проводится условная нулевая линия ВД, проходящая через начало координат и конец диаграммы. Отрезок ОВ пропорционален потерям мощности в наземном оборудовании и в дальнейшем не учитывается. Линия ВД - относительно нее находится среднее значение мощности Рн за цикл качания, причем мощность выше нулевой линии условно считают положительной, а ниже ее - отрицательной.At the nominal operating mode of the installation (Fig. 2), the active power diagram P n (Fig. 2, a) and the pressure P un (Fig. 2, b) at the wellhead are removed relative to the line OA, then the shutter 10 at the wellhead is covered and removed again power diagram R p (figure 2, a) and pressure R UP (figure 2, b). At the same time, the beginning of the diagram of the wellhead rod 7 upward is taken as point B, and the end of the diagram is the moment of the end of the mouthstock 7 downward stroke is point A. A conditional zero line of the ID is drawn on the power diagram (Fig. 2, a) through the origin and end of the chart. The OM segment is proportional to the power loss in the ground equipment and is not taken into account in the future. Line VD - relative to it is the average value of power R n for the swing cycle, and the power above the zero line is conditionally considered positive, and below it - negative.

Полученное таким образом среднее значение мощности (линия СК) за период обозначают через Рср. Далее находят среднее значение приращения мощности Рср.п-Рср.н при ходе устьевого штока 7 вверх - линия NE, обозначают ее через Δ Рср.хв. На диаграммах давления находятся среднее значение давления Pун (линия СК) при ходе устьевого штока 7 вверх при номинальном режиме и среднее приращение давления Pуп-Pун - линия NE - при ходе устьевого штока 7 вверх. Среднее значение давления обозначают через pср.хв, а среднее приращение давления - через Δ Pср.хв. Зная параметры работы установки, определяют КПД глубинного оборудования ηг.о. Оно равно
ηг.о.=0,85-2,1-4(l˙n)2,
где l - длина хода устьевого штока, м;
n - число качаний станка-качалки в минуту, кач/мин.The average power value thus obtained (SK line) for the period is denoted by P cf. Next, find the average value of the power increment P sr- P srn during the upstream of the wellhead 7 — line NE, designate it through Δ P srv . On the pressure diagrams are the average value of pressure P un (line SK) during the upstream of the wellhead 7 during nominal operation and the average pressure increment P up -P un - line NE is during the upstream 7. The average pressure value is denoted by p cf.hv , and the average pressure increment is indicated by Δ P cf. Knowing the parameters of the installation, determine the efficiency of downhole equipment η g . It is equal
η g.o. = 0,85-2,1 -4 (l˙n) 2,
where l is the stroke length of the wellhead, m;
n is the number of swings of the rocking machine per minute, kache / min.

Находят удельный вес жидкости в насосных трубах ρн.т(относительный)
ρн.т= ρн.пл(1-β)+ β ρв,
где ρнпл - плотность нефти в пластовых условиях (относительная);
ρв - плотность добываемой воды (относительная);
β - обводненность добываемой жидкости (объемная).Find the specific gravity of the liquid in the pump pipes ρ N.t (relative)
ρ n.t = ρ n.pl. (1-β) + β ρ in ,
where ρ npl - oil density in reservoir conditions (relative);
ρ in - the density of produced water (relative);
β is the water cut of the produced fluid (volumetric).

Определяют давление от веса столба жидкости в трубах
Pнт= ρн.тНн˙10-2,
где Нн - глубина подвески насоса, м.Determine the pressure from the weight of the liquid column in the pipes
P nt = ρ n.t N n ˙10 -2 ,
where N n - the suspension depth of the pump, m

Устанавливают давление от веса поднимаемого столба жидкости насосом. Set the pressure from the weight of the raised column of liquid pump.

Из авт.св. N 1452959 известно, что дебит Q установки равен
с одной стороны Q =

Figure 00000001
Figure 00000002
T/C
Figure 00000003
, с другой стороны Q =
Figure 00000004
·
Figure 00000005
T/C
Figure 00000006
.From auto N 1452959 it is known that the flow rate Q installation is
on the one hand Q =
Figure 00000001
Figure 00000002
T / C
Figure 00000003
, on the other hand, Q =
Figure 00000004
·
Figure 00000005
T / C
Figure 00000006
.

Приравнивая эти значения, находим давление, идущее на подъем жидкости, которое создается насосом

Figure 00000007
=
Figure 00000008
ηго,
откуда давление от веса поднимаемого столба жидкости равно
Pпж=
Figure 00000009
Figure 00000010
МПа
Figure 00000011
.Comparing these values, we find the pressure that goes to the rise of the liquid, which is created by the pump
Figure 00000007
=
Figure 00000008
η th
where the pressure from the weight of the raised column of liquid is
P pzh =
Figure 00000009
Figure 00000010
MPa
Figure 00000011
.

Зная давление т веса столба жидкости в трубах Pнт, устьевое давление Pу и потерю давления в клапанах насоса Δ Pн, вычисляют давление на приеме насоса. Оно равно:
Pп.н= Pн.т-

Figure 00000012
+ Pу+ΔPн
Figure 00000013
МПа
Figure 00000014
, где Pу - давление на устье скважины, МПа;
Δ Pн - потеря давления в насосе, МПа.Knowing the pressure t of the weight of the liquid column in the pipes P NT , wellhead pressure P y and the pressure loss in the pump valves Δ P n , the pressure at the pump inlet is calculated. It is equal to:
P bp = P bp -
Figure 00000012
+ P y + ΔP n
Figure 00000013
MPa
Figure 00000014
where P y - pressure at the wellhead, MPa;
Δ P n - pressure loss in the pump, MPa.

П р и м е р. Расчет давления на приеме насоса. Исходные данные:
Станок-качалка 5СКН.PRI me R. Calculation of pressure at the pump intake. Initial data:
Rocking machine 5SKN.

Длина хода плунжера l=3000 мм. Plunger stroke length l = 3000 mm.

Число качаний n=5 кач/мин. The number of swings n = 5 kach / min.

Диаграмма мощностей показаны на фиг.2, а. The power diagram is shown in figure 2, a.

Диаграммы давлений показаны на фиг.2, б. Pressure diagrams are shown in figure 2, b.

Обводненность жидкости (относительная) β=0,8. The water content of the liquid (relative) β = 0.8.

Плотность добываемой воды ρв=1,15.The density of produced water ρ in = 1,15.

Глубина подвески насоса Нн ρнпл=810 м.Pump suspension depth N n ρ npl = 810 m.

Плотность добываемой нефти ρн.пл=0,85.The density of the produced oil ρ n.pl = 0.85.

Из диаграммы мощности: Рср - среднее значение мощности за период работы станка-качалки - 6 кВт;
Δ Рср.хв - среднее приращение мощности при ходе штока вверх - 1,5 кВт.From the power diagram: P cf - the average value of power for the period of operation of the rocking machine - 6 kW;
Δ R sr.hv - the average increment of power during the stroke of the rod up - 1.5 kW.

Из диаграммы давлений: Δ Рср.хв - среднее значение приращения давления при ходе устьевого штока вверх - 1,2 мПа;
Δ Pн - потеря давления в насосе - 0,1 мПа;
Pу - устьевое давление - 0,7 мПа.From the pressure diagram: Δ R cf.hv - the average value of the pressure increment during the upstream of the wellhead rod is 1.2 MPa;
Δ P n - pressure loss in the pump - 0.1 MPa;
P y - wellhead pressure - 0.7 MPa.

Расчетное давление на приеме насоса будет равно
Pпн= [ρн.пл(1-β)+βρВ] Hн·10-2-

Figure 00000015
×
× [0,85-2,1·10-4/(l·n)2] + Pу+ Pн = [0,85(1-0,8)+0,8·1,15] ×
× 81010-2 -
Figure 00000016
[0,85-2,1·10-4(3·5)2] + 0,7 + 0,1 = 2,84 [МПа].The design pressure at the pump inlet will be
P mon = [ρ n.pl. (1-β) + βρ V ] H n · 10 -2 -
Figure 00000015
×
× [0.85-2.1 · 10 -4 / (l · n) 2 ] + P y + P n = [0.85 (1-0.8) + 0.8 · 1.15] ×
× 81010 -2 -
Figure 00000016
[0.85-2.1 · 10 -4 (3 · 5) 2 ] + 0.7 + 0.1 = 2.84 [MPa].

Расчетное давление, полученное через измерение с помощью эхолота,составило Рпн=3,5МПа.The calculated pressure obtained through measurement with an echo sounder was P mon = 3.5 MPa.

Внедрение в практику указанного способа исследования скважин дает значительный экономический эффект,так как нет необходимости пользоваться эхолотами для измерения уровня жидкости в затрубном пространстве,который не экономичен.Кроме того,создаются условия при минимальных затратах вести систематический контроль за работой установки и пласта. Для реализации указанного способа достаточно иметь переносной ваттметр и датчик давления,которыми в перспективе будут оборудоваться все скважины. The introduction of the indicated method of well research into practice gives a significant economic effect, since there is no need to use echo sounders to measure the liquid level in the annulus, which is not economical. In addition, conditions are created at minimal cost to conduct systematic monitoring of the operation of the installation and formation. To implement this method, it is enough to have a portable wattmeter and a pressure sensor, which in the future will be equipped with all wells.

Предлагаемый способ исследования скважин можно практически без материальных затрат внедрить немедленно. The proposed method for researching wells can be implemented almost without material costs immediately.

Claims (1)

СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ С ПРИВОДОМ ОТ СТАНКА-КАЧАЛКИ, путем ввода насосной установки на установившийся режим с подачей откачиваемой жидкости, одновременное снятие диаграмм активной мощности, потребляемой приводным электродвигателем, и диаграмм устьевого давления при двух различных давлениях на устье скважины при ходе устьевого штока вверх и определение по полученным диаграммам средних разностных значений активной мощности, потребляемой приводным электродвигателем, и устьевого давления, отличающийся тем, что, с целью упрощения технологии исследования, предварительно определяют КПД наземного и глубинного оборудования, а по полученным диаграммам - среднее значение активной мощности за цикл качания, потерю давления в клапанах насоса вычисляют давление на приеме насоса по формуле
Q =
Figure 00000017
ηго+ Pу+ ΔPн ,
где Pпн - давление на приеме насоса, мПа;
Pнг - давление от веса столба жидкости в трубах, мПа;
Pср - среднее значение активной мощности за цикл качания, кВт;
Δ Pсp - среднее разностное значение устьевого давления при ходе устьевого потока вверх, мПа;
Δ Pсp.хв - среднее разностное значение активной мощности при ходе устьевого потока вверх, кВт;
ηго - КПД глубинного оборудования;
Pу - давление на устье скважины при ходе устьевого штока вверх, мПа;
Δ Pн - потеря давления в клапанах насоса, мПа.METHOD FOR RESEARCHING A WELL EQUIPPED WITH A DEPTH BRAKE PUMP WITH A DRIVE FROM A ROCKING MACHINE by entering a pumping unit into a steady state with a pumped-in fluid supply, simultaneously taking active power diagrams consumed by a drive motor and two wellhead pressure diagrams at wellhead pressure upstream wellhead and determination of average difference values of active power consumed by the drive motor and wellhead pressure from the obtained diagrams tions, characterized in that, to simplify the technology research, pre-determined efficiency and deep ground equipment, and charts obtained by - the average value for the active power swing cycle, a pressure loss in the valves of the pump intake pressure is calculated by the formula pump
Q =
Figure 00000017
η go + P y + ΔP n ,
where P Mon - pressure at the pump intake, MPa;
P ng - pressure from the weight of the liquid column in the pipes, MPa;
P cf - average value of active power per swing cycle, kW;
Δ P cp - the average difference value of the wellhead pressure during the course of the wellhead flow up, MPa;
Δ P sp.hv is the average difference value of the active power during the upstream flow, kW;
η go - the efficiency of the downhole equipment;
P y - pressure at the wellhead during the course of the wellhead up, MPa;
Δ P n - pressure loss in the pump valves, MPa.
SU4885766 1990-11-22 1990-11-22 Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit RU2018644C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4885766 RU2018644C1 (en) 1990-11-22 1990-11-22 Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4885766 RU2018644C1 (en) 1990-11-22 1990-11-22 Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2018644C1 true RU2018644C1 (en) 1994-08-30

Family

ID=21547089

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4885766 RU2018644C1 (en) 1990-11-22 1990-11-22 Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2018644C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2244102C1 (en) * 2003-04-10 2005-01-10 Ооо "Вто" "Петросервис" Method for oil extraction and device for controlling pit-face thermal and pressure parameters during oil extraction
RU2278234C1 (en) * 2005-06-29 2006-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well construction method
RU2319834C1 (en) * 2006-06-29 2008-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Method for fluid flow control in well production strings
RU2680276C2 (en) * 2016-11-15 2019-02-19 Александр Николаевич Авдеев Emergency situations prevention system of drive of sucker rod drive pumps
CN109899051A (en) * 2017-12-07 2019-06-18 中国石油天然气股份有限公司 Evaluation criterion determining method and device for oil well equipment and storage medium
EA036115B1 (en) * 2018-07-13 2020-09-30 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method of oil production process control

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР N 1452959, кл. E 21B 47/10, 1989. *

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2244102C1 (en) * 2003-04-10 2005-01-10 Ооо "Вто" "Петросервис" Method for oil extraction and device for controlling pit-face thermal and pressure parameters during oil extraction
RU2278234C1 (en) * 2005-06-29 2006-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well construction method
RU2319834C1 (en) * 2006-06-29 2008-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Method for fluid flow control in well production strings
RU2680276C2 (en) * 2016-11-15 2019-02-19 Александр Николаевич Авдеев Emergency situations prevention system of drive of sucker rod drive pumps
CN109899051A (en) * 2017-12-07 2019-06-18 中国石油天然气股份有限公司 Evaluation criterion determining method and device for oil well equipment and storage medium
EA036115B1 (en) * 2018-07-13 2020-09-30 Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики Method of oil production process control

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2165035C2 (en) System and method of control of pumping unit
US6631762B2 (en) System and method for the production of oil from low volume wells
US9810212B2 (en) Fluid load line calculation and concavity test for downhole pump card
US11098708B2 (en) Hydraulic pumping system with piston displacement sensing and control
CN103998783A (en) Horizontal and vertical well fluid pumping system
CN105257279A (en) Method for measuring working fluid level of pumping well
CN106593415A (en) Oil well dynamic liquid surface metering method based on improved multiphase flow algorithm
RU2018644C1 (en) Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit
CN113027387B (en) Oil well interval pumping control system and method
RU2243372C1 (en) Method for hydrodynamic examination of horizontal wells
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
US3521445A (en) Well pumping system
RU2539445C1 (en) Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump
US10883351B2 (en) Apparatus for transferring a reciprocating movement from a surface machinery to a downhole device and a method of producing well fluids
EA034703B1 (en) Method for automatic measurement of deep well pump cylinder filling degree (factor)
RU2061862C1 (en) Method for investigation into oil and water saturated strata
RU2676109C1 (en) Method for controlling moisture content in oil-drilling well products
RU2012866C1 (en) Method of measuring filtration coefficient and water loss of ground at field conditions
CN111898230B (en) Method and device for determining dimensionless characteristic curve of sucker-rod pump downhole system
RU2724728C1 (en) Method of selecting optimal mode of oil well operation
CN112392461B (en) Method for rapidly calculating water content of mixed liquid in oil well shaft
SU883378A1 (en) Method of measuring productivity of well with submersible pump
CN115859530B (en) A method for evaluating the health status of oil well pumps based on dimensionless pump efficiency
JPS5850215A (en) Permeability test at site
RU2158365C2 (en) Gear for investigation of wells