RU2008136390A - Способ и система для повышения добычи скважинной текучей среды (варианты) - Google Patents
Способ и система для повышения добычи скважинной текучей среды (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008136390A RU2008136390A RU2008136390/03A RU2008136390A RU2008136390A RU 2008136390 A RU2008136390 A RU 2008136390A RU 2008136390/03 A RU2008136390/03 A RU 2008136390/03A RU 2008136390 A RU2008136390 A RU 2008136390A RU 2008136390 A RU2008136390 A RU 2008136390A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- pump
- well
- pressure
- reservoir
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 11
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract 3
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/003—Vibrating earth formations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
1. Способ, используемый в скважине, содержащий перемещение ! скважинной текучей среды в скважине и повышение добычи текучей среды из коллектора, содержащего забой скважины, путем управления перекачиванием текучей среды для создания волны давления, которая распространяется в коллектор. ! 2. Способ по п.1, в котором текучая среда представляет собой скважинную текучую среду, производимую коллектором, и перемещение текучей среды представляет собой перекачивание скважинной текучей среды на поверхность скважины. ! 3. Способ по п.1, в котором текучая среда представляет собой нагнетаемую текучую среду, и перемещение текучей среды представляет собой нагнетание текучей среды в скважину. ! 4. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды представляет собой создание отраженной волны давления в скважинной текучей среде, которая является волной, падающей на коллектор. ! 5. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды представляет собой создание циклической волны давления в скважинной текучей среде, которая является волной, падающей на коллектор. ! 6. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды содержит измерение по меньшей мере одного давления и управление перекачиванием текучей среды на основании указанного по меньшей мере одного давления. ! 7. Способ по п.6, в котором по меньшей мере одно давление представляет собой давление на выпускном отверстии насоса, заборном отверстии насоса или давление на поверхности песчаного пласта. ! 8. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды содержит измерение вибрации насоса и управление перекачиванием теку
Claims (25)
1. Способ, используемый в скважине, содержащий перемещение
скважинной текучей среды в скважине и повышение добычи текучей среды из коллектора, содержащего забой скважины, путем управления перекачиванием текучей среды для создания волны давления, которая распространяется в коллектор.
2. Способ по п.1, в котором текучая среда представляет собой скважинную текучую среду, производимую коллектором, и перемещение текучей среды представляет собой перекачивание скважинной текучей среды на поверхность скважины.
3. Способ по п.1, в котором текучая среда представляет собой нагнетаемую текучую среду, и перемещение текучей среды представляет собой нагнетание текучей среды в скважину.
4. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды представляет собой создание отраженной волны давления в скважинной текучей среде, которая является волной, падающей на коллектор.
5. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды представляет собой создание циклической волны давления в скважинной текучей среде, которая является волной, падающей на коллектор.
6. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды содержит измерение по меньшей мере одного давления и управление перекачиванием текучей среды на основании указанного по меньшей мере одного давления.
7. Способ по п.6, в котором по меньшей мере одно давление представляет собой давление на выпускном отверстии насоса, заборном отверстии насоса или давление на поверхности песчаного пласта.
8. Способ по п.1, в котором действие по повышению добычи текучей среды содержит измерение вибрации насоса и управление перекачиванием текучей среды на основании измеренной вибрации.
9. Способ по п.1, в котором действие по управлению перекачиванием текучей среды содержит измерение частоты вращения электродвигателя насоса.
10. Способ по п.9, в котором действие по изменению содержит изменение скорости перекачивания насоса с частотой от около 0,02 до около 0,5 Гц.
11. Скважинная система, содержащая скважинный насос для перемещения текучей среды и подсистему управления для повышения добычи текучей среды из коллектора путем управления насосом для создания волны давления, которая распространяется в коллектор.
12. Система по п.11, в которой текучая среда представляет собой скважинную текучую среду, а насос является частью подъемной системы для перемещения скважинной текучей среды на поверхность скважины.
13. Система по п.11, в которой текучая среда представляет собой нагнетаемую текучую среду, а насос является частью нагнетательной системы для нагнетания текучей среды в скважину.
14. Система по п.11, в которой волна давления представляет собой отраженную волну давления.
15. Система по п.11, в которой волна давления представляет собой циклическую волну давления.
16. Система по п.11, в которой насос представляет собой электрический погружной насос или электровинтовой насос.
17. Система по п.11, дополнительно содержащая по меньшей мере один датчик для измерения по меньшей мере одной характеристики скважинной текучей среды, при этом подсистема управления адаптирована для изменения скорости перекачивания насоса на основании указанной по меньшей мере одной характеристики.
18. Система по п.17, в которой по меньшей мере один датчик представляет собой датчик давления или датчик вибрации.
19. Система по п.17, в которой по меньшей мере один датчик представляет собой датчик давления для измерения давления скважинной текучей среды, давления на выпускном отверстии насоса, давления на заборном отверстии насоса или давления на поверхности песчаного пласта.
20. Система по п.11, в которой подсистема управления адаптирована для изменения частоты вращения электродвигателя насоса с целью создания циклической отраженной волны давления.
21. Скважинная система, содержащая колонну, содержащую систему механизированной добычи для перемещения скважинной текучей среды, добываемого из коллектора, на поверхность скважины, имеющую насос, и подсистему управления для повышения добычи текучей среды из коллектора путем управления насосом для создания циклической отраженной волны давления, которая распространяется в коллектор.
22. Система по п.21, в которой насос представляет собой электрический погружной насос или электровинтовой насос.
23. Способ, содержащий нагнетание текучей среды в первую скважину, включающее действие скважинного насоса в первой скважине, и повышение добычи текучей среды из по меньшей мере одной дополнительной скважины, расположенной вблизи первой скважины, включающее управление действием насоса в первой скважине для создания волны давления в коллекторе, сообщенном с по меньшей мере одной дополнительной скважиной.
24. Способ по п.23, в котором действие по повышению добычи текучей среды представляет собой создание отраженной волны давления в текучей среде, нагнетаемой в первую скважину.
25. Способ по п.23, в котором действие по повышению добычи текучей среды представляет собой создание циклической волны давления, которая распространяется в коллектор.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/852,619 | 2007-09-10 | ||
| US11/852,619 US8584747B2 (en) | 2007-09-10 | 2007-09-10 | Enhancing well fluid recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008136390A true RU2008136390A (ru) | 2010-03-20 |
| RU2475633C2 RU2475633C2 (ru) | 2013-02-20 |
Family
ID=40430603
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008136390/03A RU2475633C2 (ru) | 2007-09-10 | 2008-09-09 | Способ и система для повышения добычи нефти (варианты) |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US8584747B2 (ru) |
| RU (1) | RU2475633C2 (ru) |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7740708B2 (en) * | 2006-06-14 | 2010-06-22 | Dana Wayne Lofton | Thermal fluid stimulation unit |
| US8584747B2 (en) | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
| US9567819B2 (en) * | 2009-07-14 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic generator and associated methods and well systems |
| US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
| US8276669B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system with circulation inducing structure therein to variably resist flow in a subterranean well |
| US8235128B2 (en) * | 2009-08-18 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well |
| US8893804B2 (en) * | 2009-08-18 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternating flow resistance increases and decreases for propagating pressure pulses in a subterranean well |
| US8421251B2 (en) * | 2010-03-26 | 2013-04-16 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing the effectiveness of energy harvesting from flowing fluid |
| US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
| US8261839B2 (en) | 2010-06-02 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance system for use in a subterranean well |
| US8356668B2 (en) | 2010-08-27 | 2013-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow restrictor for use in a subterranean well |
| US8430130B2 (en) | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
| US8950502B2 (en) | 2010-09-10 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
| US8851180B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-releasing plug for use in a subterranean well |
| SG193332A1 (en) | 2011-04-08 | 2013-10-30 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
| US8678035B2 (en) | 2011-04-11 | 2014-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well |
| GB2493907B (en) * | 2011-08-15 | 2018-03-21 | Nov Downhole Eurasia Ltd | Downhole pulse-generating apparatus |
| US8573066B2 (en) | 2011-08-19 | 2013-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluidic oscillator flowmeter for use with a subterranean well |
| US8863835B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable frequency fluid oscillators for use with a subterranean well |
| US9291032B2 (en) | 2011-10-31 | 2016-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
| CA2848963C (en) | 2011-10-31 | 2015-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
| US9506320B2 (en) | 2011-11-07 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow resistance for use with a subterranean well |
| US8739880B2 (en) | 2011-11-07 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, P.C. | Fluid discrimination for use with a subterranean well |
| US8684094B2 (en) | 2011-11-14 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow of undesired fluid through a variable flow resistance system in a well |
| US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
| US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
| US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
| US9664016B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-05-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Acoustic artificial lift system for gas production well deliquification |
| US9587470B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-03-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Acoustic artificial lift system for gas production well deliquification |
| US9498803B2 (en) | 2013-06-10 | 2016-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cleaning of pipelines |
| US9702246B2 (en) | 2014-05-30 | 2017-07-11 | Scientific Drilling International, Inc. | Downhole MWD signal enhancement, tracking, and decoding |
| WO2016036342A1 (en) * | 2014-09-02 | 2016-03-10 | Schlumberger Canada Limited | Rotation control for an electric submersible pump |
| US10221679B2 (en) * | 2014-09-26 | 2019-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Reducing common mode noise with respect to telemetry equipment used for monitoring downhole parameters |
| US10711583B2 (en) | 2014-10-08 | 2020-07-14 | Gtherm Energy, Inc. | Green boiler—closed loop energy and power system to support enhanced oil recovery that is environmentally friendly |
| US10443364B2 (en) | 2014-10-08 | 2019-10-15 | Gtherm Energy, Inc. | Comprehensive enhanced oil recovery system |
| US11028844B2 (en) | 2015-11-18 | 2021-06-08 | Ravdos Holdings Inc. | Controller and method of controlling a rod pumping unit |
| CN108267561B (zh) * | 2017-12-25 | 2020-09-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 室内恒速实验注入速度的确定方法及装置 |
| US11906336B2 (en) | 2018-01-31 | 2024-02-20 | Hydroacoustics Inc. | Pumpjack production well including venturi fluid sensor and capacitive flow sensor |
| US10704938B2 (en) | 2018-01-31 | 2020-07-07 | Hydroacoustics, Inc. | Pumpjack production well including fluid sensor having 2-dimensional venturi and capacitive flow sensor |
| US12173587B2 (en) | 2018-02-07 | 2024-12-24 | Hydroacoustics Inc. | Oil recovery tool and system |
| CN111936719B (zh) * | 2018-02-07 | 2023-09-26 | 液压声学公司 | 采油工具和系统 |
| US11821293B2 (en) | 2018-02-07 | 2023-11-21 | Hydroacoustics. Inc. | Oil recovery tool and system |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
| US3747059A (en) | 1970-12-18 | 1973-07-17 | Schlumberger Technology Corp | Electronic noise filter with means for compensating for hose reflection |
| US4280558A (en) * | 1979-11-23 | 1981-07-28 | Bodine Albert G | Sonic technique and system for facilitating the extraction of mineral material |
| US4342364A (en) * | 1980-04-11 | 1982-08-03 | Bodine Albert G | Apparatus and method for coupling sonic energy to the bore hole wall of an oil well to facilitate oil production |
| BR9102789A (pt) | 1991-07-02 | 1993-02-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para aumentar a recuperacao de petroleo em reservatorios |
| US5950726A (en) * | 1996-08-06 | 1999-09-14 | Atlas Tool Company | Increased oil and gas production using elastic-wave stimulation |
| US5833001A (en) | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
| NO304898B1 (no) | 1997-01-16 | 1999-03-01 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for stimulering av et oljereservoar eller en oljebr°nn for °ket oljeutvinning og/eller for seismisk kartlegging av reservoaret |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| US6851473B2 (en) | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| US6015010A (en) * | 1997-09-10 | 2000-01-18 | Applied Seismic Research Corporation | Dual tubing pump for stimulation of oil-bearing formations |
| US6354378B1 (en) | 1998-11-18 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for formation isolation in a well |
| US6186228B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-02-13 | Phillips Petroleum Company | Methods and apparatus for enhancing well production using sonic energy |
| RU2157886C1 (ru) * | 1999-03-25 | 2000-10-20 | Апасов Мухаметкарим Альмухамедович | Установка для гидродинамического воздействия на пласт |
| RU2249685C2 (ru) * | 1999-11-23 | 2005-04-10 | Эпплайд Сайзмик Рисерч Корпорейшн | Способ и устройство для воздействия на пласты, содержащие текучие среды |
| US6227293B1 (en) | 2000-02-09 | 2001-05-08 | Conoco Inc. | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge |
| US6814141B2 (en) * | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| US6467542B1 (en) * | 2001-06-06 | 2002-10-22 | Sergey A. Kostrov | Method for resonant vibration stimulation of fluid-bearing formations |
| US6659197B2 (en) | 2001-08-07 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining drilling fluid properties downhole during wellbore drilling |
| RU2231631C1 (ru) | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2232261C1 (ru) | 2003-02-11 | 2004-07-10 | Государственное унитарное предприятие Научно-производственное объединение "Гидротрубопровод" | Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины |
| US7114560B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
| US7025134B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| RU2265716C1 (ru) * | 2004-04-29 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ оптимизации работы нагнетательных скважин |
| RU2266405C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2386985C2 (ru) * | 2005-04-29 | 2010-04-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов |
| US8584747B2 (en) | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
-
2007
- 2007-09-10 US US11/852,619 patent/US8584747B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-09-09 RU RU2008136390/03A patent/RU2475633C2/ru active
-
2013
- 2013-10-22 US US14/060,213 patent/US8939203B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-01-26 US US14/605,612 patent/US9371717B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8939203B2 (en) | 2015-01-27 |
| US20150136386A1 (en) | 2015-05-21 |
| RU2475633C2 (ru) | 2013-02-20 |
| US9371717B2 (en) | 2016-06-21 |
| US20090065197A1 (en) | 2009-03-12 |
| US8584747B2 (en) | 2013-11-19 |
| US20140060800A1 (en) | 2014-03-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008136390A (ru) | Способ и система для повышения добычи скважинной текучей среды (варианты) | |
| US8113278B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator | |
| US7789142B2 (en) | Downhole gas flow powered deliquefaction pump | |
| RU2421605C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом | |
| WO2006127939A3 (en) | System and method for nodal vibration analysis of a borehole pump system a different operational frequencies | |
| US20150167652A1 (en) | Submersible pumping system and method | |
| RU2002116181A (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности | |
| RU2012145848A (ru) | Система и способ для усовершенствованной добычи текучей среды из газовых скважин | |
| CN104696215B (zh) | 井下直驱螺杆泵的智能控制装置及其操作方法 | |
| US20120091711A1 (en) | Apparatus and Method for Producing Electric Power from Injection of Water into a Downhole Formation | |
| CA2762269C (en) | Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump | |
| US20150060055A1 (en) | Systems and Methods for Artificial Lift Via a Downhole Positive Displacement Pump | |
| RU90859U1 (ru) | Система многоступенчатого подъема жидкостей из буровых скважин | |
| RU2532488C1 (ru) | Способ оптимизации процесса добычи нефти | |
| RU2007133904A (ru) | Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления | |
| RU2320860C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN102434121A (zh) | 井下低频抽汲振动解堵装置及其使用方法 | |
| CA2551569A1 (en) | Downhole gas compressor | |
| CN106401547B (zh) | 调控解吸扩散的煤层气开采方法 | |
| RU77900U1 (ru) | Установка для внутрискважинной перекачки воды из верхнего пласта в нижний | |
| RU131802U1 (ru) | Установка для внутрискважинной перекачки воды из верхнего водоносного пласта в нижний продуктивный | |
| RU127416U1 (ru) | Дифференциальная погружная бесштанговая электронасосная установка для одновременной раздельной закачки воды в несколько продуктивных пластов | |
| RU2332559C2 (ru) | Способ повышения дебита скважины | |
| RU99109860A (ru) | Установка для закачки жидкости в пласт | |
| RU2548460C1 (ru) | Способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин |