EA034707B1 - Method for measuring bottomhole pressure in oil wells - Google Patents
Method for measuring bottomhole pressure in oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- EA034707B1 EA034707B1 EA201800282A EA201800282A EA034707B1 EA 034707 B1 EA034707 B1 EA 034707B1 EA 201800282 A EA201800282 A EA 201800282A EA 201800282 A EA201800282 A EA 201800282A EA 034707 B1 EA034707 B1 EA 034707B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- water
- bottomhole pressure
- measuring
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000338 in vitro Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к измерению показателей нефтяных скважин и может быт использовано в системах определения депрессии пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to measuring the performance of oil wells and can be used in systems for determining the depression of the reservoir.
Известно (1), что эксплуатация нефтяных скважин глубинными насосами является одним из распространенных и основных способов добычи нефти, особенно для малодебитных скважин, находящихся в поздней стадии разработки. При этом, одним из важных показателей работы скважин является забойное давление, позволяющее определить депрессию пласта и оценить коэффициент продуктивности скважины.It is known (1) that the operation of oil wells by deep pumps is one of the common and main methods of oil production, especially for low-production wells that are in the late stages of development. At the same time, one of the important indicators of well operation is bottomhole pressure, which allows to determine the depression of the formation and to evaluate the coefficient of productivity of the well.
Известен способ (2), в котором для определения забойного давления нефтяных скважин, в устье эксплуатационной колонны автоматически измеряют давление, температуру и динамический уровень пластовой жидкости и лабораторным путем определяют обводненность пластовой жидкости, вязкость нефти, плотность воды и нефти. По полученным значениям рассчитывают изменение забойного давления в момент времени τ по формулам:The known method (2), in which to determine the bottomhole pressure of oil wells, at the mouth of the production casing pressure, temperature and dynamic level of the reservoir fluid are automatically measured and the water cut of the reservoir fluid, viscosity of the oil, the density of water and oil are determined by laboratory tests. According to the obtained values, the change in bottomhole pressure at time τ is calculated using the formulas:
ΔΡ3(τ) = ΔΡ/τ) + АЯ(г)рпж * дΔΡ 3 (τ) = ΔΡ / τ) + AY (g) p pzh * d
Рпж = wpB + (1 - w)pH где APy(T) - изменение давления в устье эксплуатационной колонне к моменту τ;Рпж = wp B + (1 - w) p H where AP y (T) is the pressure change in the mouth of the production string at the time τ;
ΔΠ(τ) - изменение уровня пластовой жидкости в эксплуатационной колонне к моменту времени τ; рпж, Рв, Рн - плотность, соответственно, пластовой жидкости, нефти и воды;ΔΠ (τ) is the change in the level of the reservoir fluid in the production string at time τ; p pzh , P in , P n - the density, respectively, of the reservoir fluid, oil and water;
w- обводненность пластовой жидкости;w is the water cut of the reservoir fluid;
g- ускорение свободного падения.g - acceleration of gravity.
Способ учитывая основные параметры пласта позволяет управлять процессом эксплуатации скважин и способствует повышению интенсификации добычи нефти.The method, taking into account the main parameters of the reservoir, allows you to control the process of operating wells and helps to increase the intensification of oil production.
Недостаток известного изобретения состоит в том, что указанный способ не дает точного значения забойного давления, из-за того, что проба для лабораторного анализа, отбираемая с устья выкидной линии скважины, не дает достоверных результатов измерения, что в итоге не позволяет достичь более высоких результатов добычи нефти. Это объясняется тем, что (3) поток пластовой жидкости по содержанию воды неравномерно распределены по поперечному сечению трубного пространства эксплуатационной колонны и истинное содержание воды (обводненность) в пластовой жидкости в эксплуатационной колонне существенно (более чем на 40%) отличается от значения обводненности, определяемое лабораторным путем. Причем чем меньше дебит скважин, тем больше погрешность.A disadvantage of the known invention is that this method does not give an exact value of the bottomhole pressure, due to the fact that the sample for laboratory analysis, taken from the mouth of the flow line of the well, does not give reliable measurement results, which ultimately does not allow to achieve higher results oil production. This is because (3) the flow of formation fluid by water content is unevenly distributed over the cross section of the tubing space of the production string and the true water content (water cut) in the formation fluid in the production string differs significantly (by more than 40%) from the water cut value determined by laboratory way. Moreover, the smaller the flow rate of wells, the greater the error.
Задача изобретения заключается в повышении точности измерения забойного давления и повышения интенсификации добычи нефти.The objective of the invention is to improve the accuracy of measuring bottomhole pressure and increase the intensification of oil production.
Сущность изобретения состоит в способе определения забойного давления. Способ включает отбор пробы пластовой жидкости и определение лабораторным путем плотность воды и нефти в пластовой жидкости, измерение динамического уровня воды и нефти и давления газа на устье эксплуатационной колонны. По полученным данным рассчитывают значение забойного давления по следующей формуле:The invention consists in a method for determining bottomhole pressure. The method includes sampling the formation fluid and determining in a laboratory way the density of water and oil in the formation fluid, measuring a dynamic level of water and oil and gas pressure at the mouth of the production string. According to the obtained data, the bottomhole pressure value is calculated according to the following formula:
рз ~ Ру “Ь [Нврв + (1 — Нв) рн]Я’ где Рв, Рн - плотность соответственно воды и нефти;p s ~ Ru “b [H in p in + (1 - H in ) p n ] I 'where Pb, Pn is the density of water and oil, respectively;
Нв, Hh - уровень воды и нефти в эксплуатационной колонне (Hh=(1-Hb);N in , H h - the level of water and oil in the production casing (H h = (1-H b );
g - ускорение свободного падения;g is the acceleration of gravity;
Py - давление газа в устье эксплуатационной колонны (ЭК).P y - gas pressure at the mouth of the production casing (EC).
Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобретение отличается от известного новыми существенными признаками: измерением давления газа в устье эксплуатационной колонны и измерением динамического уровня воды и нефти в ЭК и новым алгоритмом расчета забойного давления. Сравнительный анализ с другими известными решениями показал, что не найдены решения подобного заявляемому, следовательно оно соответствует критерию изобретения новизна.A comparative analysis of the claimed invention and the prototype showed that the claimed invention differs from the known new significant features: measuring the gas pressure at the mouth of the production casing and measuring the dynamic level of water and oil in the EC and a new algorithm for calculating the bottomhole pressure. A comparative analysis with other known solutions showed that no solutions similar to the claimed were found, therefore it meets the criteria of the invention of novelty.
В то же время, заявляемое решение соответствует критерию технический уровень, т.к. позволяет решить поставленную задачу: повысить, более простым способом, точность измерения забойного давления и тем самым способствовать интенсификации процесса добычи нефти.At the same time, the claimed solution meets the criterion of technical level, because allows you to solve the problem: to increase, in a simpler way, the accuracy of measuring bottomhole pressure and thereby contribute to the intensification of the oil production process.
Способ реализован в системе измерения дебита скважины и проиллюстрирован. На чертеже - принципиальная схема реализации способа измерения забойного давления в нефтяных скважин, где 1 - датчик давления газа; 2 - преобразователь давления; 3 - датчик уровня воды и нефти (эхолот); 4 - преобразователь сигнала от датчика уровня; 5 -устройство индикации, в котором по полученным данным с использованием предложенного алгоритма рассчитывают значение забойного давления; 7 - эксплуатационная колонна; 8 - НКТ; 9 -выкидная линия скважины НКТ.The method is implemented in a system for measuring the flow rate of a well and is illustrated. The drawing is a schematic diagram of the implementation of a method for measuring bottomhole pressure in oil wells, where 1 is a gas pressure sensor; 2 - pressure transducer; 3 - water and oil level sensor (echo sounder); 4 - signal converter from the level sensor; 5 - an indication device in which the bottomhole pressure value is calculated using the proposed algorithm using the proposed algorithm; 7 - production casing; 8 - tubing; 9 - flow line of the tubing well.
Способ осуществляется следующим образом. Перед началом измерения в устье эксплуатационной колонны 7 на выкидной линии 9 скважины НКТ отбирают пробы и лабораторно, химико-аналитическим методом, определяют плотность нефти и воды. Датчиком 1 измеряют давление газа в устье эксплуатационной колонны (ЭК) 7. Датчиком 3 (эхолотом) измеряют динамический уровень воды и нефти в эксплуатационной колонне 7. Все данные датчиков 1 и 3 с выходов через преобразователи сигналов 2 и 4 посту- 1 034707 пают на устройство индикации, где производится расчет забойного давления, по данным которого осуществляется корректировка работы скважины.The method is as follows. Before starting the measurement at the mouth of the production casing 7 on the flow line 9 of the tubing well, samples are taken and laboratory, chemical-analytical method, determine the density of oil and water. Sensor 1 measures the gas pressure at the mouth of the production casing (EC) 7. Sensor 3 (echo sounder) measures the dynamic level of water and oil in the production casing 7. All data from sensors 1 and 3 from the outputs through signal converters 2 and 4 are received 1034707 indication device, where bottomhole pressure is calculated, according to which the well is being corrected.
Технический эффект заявляемого изобретения состоит в более точном и, относительно, простом способе измерении забойного давления, позволяющем оперативно корректировать работу скважины.The technical effect of the claimed invention consists in a more accurate and relatively simple method for measuring bottomhole pressure, which allows you to quickly adjust the operation of the well.
Литература:Literature:
1. Ковшов В.Д., Сидоров Н.Е., Светланова С.Б. Динамометрирование, моделирование и диагностика глубинной штанговой установки. Журнал Известия высших учебных заведений. Нефть и газ 2011, №3.1. Kovshov V.D., Sidorov N.E., Svetlanova S.B. Dynamometry, modeling and diagnostics of a deep rod installation. Journal of Higher Education. Oil and gas 2011, No. 3.
2. Евразийский патент №020663 Способ измерения дебита нефтяных скважин (Алиев Т.А., Рзаев Аб.Г.), Гулиев Г.А., Рзаев Аб.Г., Юсифов И.Б.2. Eurasian patent No. 020663 A method of measuring the flow rate of oil wells (Aliev T.A., Rzayev Ab.G.), Guliev G.A., Rzayev Ab.G., Yusifov IB
3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М.Недра, 1979, 213 с.3. Adonin A.N. Oil production by sucker rod pumps. M. Nedra, 1979, 213 p.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800282A EA034707B1 (en) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Method for measuring bottomhole pressure in oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800282A EA034707B1 (en) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Method for measuring bottomhole pressure in oil wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800282A1 EA201800282A1 (en) | 2019-09-30 |
| EA034707B1 true EA034707B1 (en) | 2020-03-10 |
Family
ID=68000195
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800282A EA034707B1 (en) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Method for measuring bottomhole pressure in oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034707B1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515666C1 (en) * | 2013-01-22 | 2014-05-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determination of bottomhole pressure in oil well equipped with electric submersible pump |
| EA020663B1 (en) * | 2011-04-27 | 2014-12-30 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method of measurement of well production rate |
| RU2539445C1 (en) * | 2013-10-24 | 2015-01-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump |
| US20170138137A1 (en) * | 2014-07-30 | 2017-05-18 | Drilling Research Institute Of China National Petroleum Company | Wellbore pressure correction method |
-
2018
- 2018-03-06 EA EA201800282A patent/EA034707B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA020663B1 (en) * | 2011-04-27 | 2014-12-30 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method of measurement of well production rate |
| RU2515666C1 (en) * | 2013-01-22 | 2014-05-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determination of bottomhole pressure in oil well equipped with electric submersible pump |
| RU2539445C1 (en) * | 2013-10-24 | 2015-01-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump |
| US20170138137A1 (en) * | 2014-07-30 | 2017-05-18 | Drilling Research Institute Of China National Petroleum Company | Wellbore pressure correction method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800282A1 (en) | 2019-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105545285B (en) | Deepwater drilling gas cut monitoring method based on the identification of marine riser biphase gas and liquid flow | |
| CN108694254B (en) | Empirical decreasing curve analysis method for production of variable-production variable-pressure production gas well | |
| RU2010135668A (en) | DETERMINING THE COSTS OF A GAS-LIQUID FLUID MIXTURE | |
| US11808149B2 (en) | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well | |
| RU2010130459A (en) | METHOD FOR CALCULATING THE RELATIONSHIP OF RELATIVE PERMEABILITIES OF FLUID FORMS OF FORMATION AND WETTABILITY OF A BOREHOLE FORMATION AND A TOOL FOR TESTING FORMATION TO IMPLEMENT THIS METHOD | |
| CN108240215B (en) | Finite difference method-based pumping well plunger effective stroke determination method | |
| US20160341586A1 (en) | Revolving ultrasound field multiphase flowmeter | |
| EA034707B1 (en) | Method for measuring bottomhole pressure in oil wells | |
| RU2674351C1 (en) | Method for estimating the water cut of well oil | |
| RU2494248C1 (en) | Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil | |
| RU2382337C2 (en) | Method for measurement of two-phase three-component medium flow | |
| CN103743659A (en) | Synchronous measuring system of concentration of silt and fluctuation velocity of water flow of low concentration muddy water | |
| RU2521091C1 (en) | Bubble-point pressure determination method | |
| RU2571321C1 (en) | Method of determination of dynamic level in annulus of water cut gas well | |
| RU166008U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING LIQUID MEDIA PARAMETERS | |
| RU2348805C1 (en) | Method of oil analysis for gas-condensate ratio | |
| EA025383B1 (en) | Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation | |
| EA043684B1 (en) | METHOD FOR MEASUREMENT OF BOTHTHAOT PRESSURE IN OIL WELLS | |
| RU2558570C1 (en) | Gas-liquid flow studying | |
| RU2441153C2 (en) | Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) | |
| EA020663B1 (en) | Method of measurement of well production rate | |
| RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks | |
| WO2020155601A1 (en) | Method for distinguishing authenticity of high-pressure physical property parameters of oil reservoir | |
| RU2667972C1 (en) | Method for determining the volume and place of the produced water entry in the process of drilling wells | |
| RU2542030C1 (en) | Method of regulating well operation in regard to initial water separation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |