EA043684B1

EA043684B1 - METHOD FOR MEASUREMENT OF BOTHTHAOT PRESSURE IN OIL WELLS

Info

Publication number: EA043684B1
Application number: EA202200122
Authority: EA
Inventors: Аббас Гейдар Оглы Рзаев; Рена Шариф кызы Асадова; Зафар Газанфар оглы Курбанов
Original assignee: Институт Систем Управления Нана; Азербайджанский Государственный Экономический Университет
Filing date: 2022-03-31
Publication date: 2023-06-13

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления скважин в системах определения депрессии пласта для контроля и управления процессом добычи нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in oil fields to measure the bottomhole pressure of wells in systems for determining formation depression to monitor and control the oil production process.

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 with deep-well pumps is one of the common and main methods of oil production, especially for low-yield wells at a late stage of development. At the same time, one of the important indicators of well performance is bottomhole pressure, which makes it possible to determine formation depression and estimate the well productivity coefficient.

Известен способ измерения дебита нефтяных скважин (2), в котором для определения забойного давления, в устье эксплуатационной колонны измеряют давление, температуру и динамический уровень пластовой жидкости, лабораторным путем определяют обводненность пластовой жидкости, плотность воды и нефти и по полученным значениям по заявленным формулам рассчитывают изменение забойного давления в момент времени τ.There is a known method for measuring the flow rate of oil wells (2), in which, to determine the bottomhole pressure, the pressure, temperature and dynamic level of the formation fluid are measured at the mouth of the production casing, the water cut of the formation fluid, the density of water and oil are determined in the laboratory and, using the obtained values, the stated formulas are used to calculate change in bottomhole pressure at time τ.

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 formation, allows you to control the process of well operation 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 в устье выкидной линии скважины, не дает достоверных результатов измерения потому, что поток пластовой жидкости по содержанию воды и нефти неравномерно распределен по поперечному сечению трубного пространства эксплуатационной колонны, и истинное содержание воды (обводненность) в пластовой жидкости в эксплуатационной колонне существенно отличается от значения обводненности, определяемого лабораторным путем (погрешность при отборе пробы может достигать 50%). Причем чем меньше дебит скважин, тем больше погрешность. Недостатком указанного способа является и то, что он фактически является лабораторным - многие параметры определяются лабораторно и вручную вводятся в блок расчета и управления, что не позволяет использовать его в централизованном автоматическом режиме управления процессом добычи нефти.The disadvantage of the known invention is that this method does not give an accurate value of bottomhole pressure due to the fact that a sample for laboratory analysis taken at the mouth of the well flow line does not give reliable measurement results because the flow of formation fluid in terms of water and oil content is unevenly distributed over the cross-section of the tubular space of the production casing, and the true water content (water cut) in the formation fluid in the production casing differs significantly from the water cut value determined in the laboratory (the error in sampling can reach 50%). Moreover, the lower the well flow rate, the greater the error. The disadvantage of this method is that it is actually a laboratory one - many parameters are determined in the laboratory and manually entered into the calculation and control unit, which does not allow its use in a centralized automatic mode for controlling the oil production process.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является известный (3) способ измерения забойного давления, который включает отбор пробы пластовой жидкости для определения лабораторным путем плотности воды и нефти, измеряют динамический уровень воды и нефти и давление газа в устье эксплуатационной колонны и по полученным данным рассчитывают значение забойного давления по заявленной формуле.The closest to the claimed invention is the well-known (3) method of measuring bottomhole pressure, which includes taking a sample of formation fluid to determine in the laboratory the density of water and oil, measuring the dynamic level of water and oil and gas pressure at the mouth of the production string, and using the data obtained, calculating the bottomhole pressure value. pressure according to the stated formula.

Известное изобретение позволяет более точно и относительно простым способом измерить забойное давление и оперативно корректировать работу скважины. Однако на практике расчет забойного давления все-таки не дает достоверных результатов, что осложняет корректировку работы скважины. Это связано с отсутствием достаточно надежной и достоверной методики определения необходимых параметров прибывающей в скважину пластовой жидкости для расчета забойного давления.The known invention makes it possible to measure bottomhole pressure more accurately and in a relatively simple way and quickly adjust the operation of the well. However, in practice, calculating bottomhole pressure still does not give reliable results, which complicates the adjustment of well operation. This is due to the lack of a sufficiently reliable and reliable method for determining the necessary parameters of the formation fluid arriving in the well to calculate the bottomhole pressure.

Задача изобретения заключается в повышении точности измерения и расчета забойного давления и повышения интенсификации добычи нефти.The objective of the invention is to increase the accuracy of measurement and calculation of 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 плотности воды и нефти, измерение динамического уровня водонефтяной смеси, давления газа в устье эксплуатационной колонны и давления пластовой жидкости в двух точках устья насосно-компрессорной трубы (НКТ), одна из которых находится ниже устья НКТ (подъемной трубы-лифта) на расстоянии ½ длины цилиндра используемого насоса, вторая - ниже первой на расстоянии, соответствующем шкале используемого дифманометра, но не менее одного метра, и по измеренным параметрам определяют значение забойного давления по следующим формулам:The essence of the invention is a method for determining bottomhole pressure. The method includes taking a sample of the formation fluid and determining in the laboratory the density of water and oil, measuring the dynamic level of the oil-water mixture, gas pressure at the mouth of the production casing and the pressure of the formation fluid at two points at the mouth of the tubing, one of which is located below the mouth of the tubing (lifting pipe-elevator) at a distance of ½ the length of the cylinder of the pump used, the second - below the first at a distance corresponding to the scale of the differential pressure gauge used, but not less than one meter, and from the measured parameters the bottomhole pressure value is determined using the following formulas:

Р₃ = Ру + Рсм^СЖм/ с Н _л .P ₃ = Ru + Rsm ^S Zhm / s N _l .

Рем ~ Рв ' _D2 {Рв Рсм)>Rem ~ Pv ' _D 2 {Pv Rcm)>

_ ΔΡ _ Р₂-Рг ._ ΔΡ _ Р ₂ -Рг .

^Рсм gh gh ’ где Р_з - забойное давление, мПа; ^Рсм gh gh ' where Р _з - bottomhole pressure, MPa;

Р_у - давление газа в устье эксплуатационной колонны, мПа;Р _у - gas pressure at the mouth of the production string, mPa;

P1 и Р₂ - давление пластовой жидкости в двух точках, соответственно, устья насосно-компрессорной трубы (НКТ);P1 and P ₂ - formation fluid pressure at two points, respectively, at the mouth of the tubing;

d, D - внутренние диаметры лифта (НКТ) и эксплуатационной колонны соответственно, м;d, D - internal diameters of the elevator (tubing) and production string, respectively, m;

L - глубина скважины, м;L - well depth, m;

Н - длина лифта, м;N - elevator length, m;

р_в - плотность воды, кг/м³; _рв - density of water, kg/ ^m3 ;

Рсм'Рсм^с - плотность водонефтяной смеси в лифте и эксплуатационной колонне соответственно, кг/м³;Рсм'Рсм ^с - density of the water-oil mixture in the elevator and production casing, respectively, kg/m ³ ;

- 1 043684- 1 043684

Нем - уровень смеси в эксплуатационной колонне, м;It is the level of the mixture in the production casing, m;

h - расстояние между точками измерения, м;h - distance between measurement points, m;

g - ускорение силы тяжести, м/с².g - gravity acceleration, m/s ² .

Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобретение отличается от известного новым существенным признаком: измерением перепада давления пластовой жидкости в двух точках устья НКТ, по которому определяется плотность смеси в НКТ и новым алгоритмом расчета забойного давления.A comparative analysis of the claimed invention and the prototype showed that the claimed invention differs from the known one in a new essential feature: measuring the pressure drop of the formation fluid at two points at the wellhead of the tubing, which determines the density of the mixture in the tubing and a new algorithm for calculating bottomhole pressure.

Сравнительный анализ с другими известными решениями показал, что не найдены решения подобного заявляемому, следовательно оно соответствует критерию изобретения новизна.A comparative analysis with other known solutions has shown that no solution similar to the one claimed has been found, therefore it meets the criterion of novelty.

В то же время, заявляемое решение соответствует критерию технический уровень, так как позволяет решить поставленную задачу: повысить, более простым способом, точность измерения забойного давления и тем самым способствовать интенсификации процесса добычи нефтиAt the same time, the proposed solution meets the technical level criterion, since it allows us to solve the problem: to increase, in a simpler way, the accuracy of bottomhole pressure measurement and thereby contribute to the intensification of the oil production process

На фигуре представлена принципиальная схема устройства, реализующая способ, где 1 - датчик, расположенный на (НКТ) ниже от устья на расстоянии ½ высоты используемого насоса; 2 - датчик, расположенный на (НКТ) ниже датчика 1 на расстоянии соответствующего шкале используемого дифманометра; 3 - дифманометр; 4 - выкидная линия скважины; 5 - датчик измерения уровня жидкости в эксплуатационной колонне и преобразователь - 6; 7 - блок расчета и управления; 8 - полированный шток колонны штанг скважины; 9 - эксплуатационная колонна скважины; 10 - НКТ, 11 - датчик давления в устье ЭК, 12 - преобразователь давления.The figure shows a schematic diagram of a device that implements the method, where 1 is a sensor located on the (tubing) below the mouth at a distance of ½ the height of the pump being used; 2 - sensor located on the (tubing) below sensor 1 at a distance corresponding to the scale of the differential pressure gauge used; 3 - differential pressure gauge; 4 - well flow line; 5 - sensor for measuring the liquid level in the production string and converter - 6; 7 - calculation and control block; 8 - polished well rod string rod; 9 - production string of the well; 10 - tubing, 11 - pressure sensor at the mouth of the EC, 12 - pressure transducer.

Способ осуществляется следующим образом.The method is carried out as follows.

Измеряют дифманометром (шкала которого, для обеспечения необходимой точности, не должна быть меньше одного метра) перепад давления между двумя точками измерения, значения которых автоматически вносятся в блок расчета и управления - 7. В этот же блок вручную вводятся значения плотности воды и нефти. Учитывая, что значения плотности нефти и воды с течением времени изменяются редко и незначительно, то при необходимой частоте определения содержания воды, их значения могут вводиться в вычислительное устройство по последним их измерениям, что обеспечивает оперативность управления работой добычи нефти. По полученным данным и заявленному алгоритму в блоке 7 определяется значение забойного давления, по которому принимается соответствующее решение по управлению.The differential pressure gauge (the scale of which, to ensure the required accuracy, should not be less than one meter) is measured by the pressure difference between two measurement points, the values of which are automatically entered into the calculation and control block - 7. The density values of water and oil are manually entered into the same block. Considering that the density values of oil and water change rarely and insignificantly over time, then with the required frequency of determining the water content, their values can be entered into the computing device according to their latest measurements, which ensures efficient management of oil production. Based on the received data and the stated algorithm, in block 7 the bottomhole pressure value is determined, according to which the appropriate control decision is made.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

h = (расстояние между точками измерения при шкале дифманометра в 1 м) 100 см;h = (distance between measurement points with a differential pressure gauge scale of 1 m) 100 cm;

р_н= 0,86 г/см³; р_в = 1,05 г/см³; d=5,03 см; D= 15,03 см; Н=1200 м; _pH = 0.86 g/ ^cm3 ; р _в = 1.05 g/ ^cm3 ; d=5.03 cm; D= 15.03 cm; H=1200 m;

дрetc.

L=1600m; Р_у =0,2 мПа; Δρ= 0,1925 мПа; Н£_м= 1000 м; p^_w= — =L=1600m; P _y =0.2 mPa; Δρ= 0.1925 mPa; Н£ _m = 1000 m; p^ _w = — =

0,982 г/см³; р^ = 1,026 г/см³; Р₃=10,02 мПа.0.982 g/ ^cm3 ; p^ = 1.026 g/ ^cm3 ; P ₃ =10.02 mPa.

Технический эффект заявляемого изобретения состоит в создании простого и эффективного способа определения забойного давления, позволяющего оперативно управлять процессом добычи нефти.The technical effect of the claimed invention is to create a simple and effective method for determining bottomhole pressure, which allows you to quickly manage the oil production process.

ЛитератураLiterature

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 deep-well rod installation. Journal News of Higher Educational Institutions. Oil and gas 2011, no. 3.

2. Евразийский патент №020663 Способ измерения дебита нефтяных скважин.2. Eurasian patent No. 020663 Method for measuring the flow rate of oil wells.

3. Евразийский патент № 034707 Способ измерения забойного давления в нефтяных скважинах 2018.03.06 (прототип).3. Eurasian patent No. 034707 Method for measuring bottomhole pressure in oil wells 2018.03.06 (prototype).

Claims

CLAIM

A method for determining bottomhole pressure, including taking a sample of the formation fluid, determining in the laboratory the density of water and oil, measuring the dynamic level of the water-oil mixture and gas pressure at the mouth of the production casing (EC), characterized in that the pressure of the formation fluid is additionally measured at two points at the wellhead of the pumping unit. compressor pipe (tubing), one of which is located below the mouth of the tubing (lift pipe) at a distance of % of the length of the cylinder of the pump used, the second is below the first at a distance corresponding to the scale of the differential pressure gauge used, but not less than one meter, and is determined from the measured parameters bottomhole pressure value according to the following formulas:

P ₃ = P _y +

Rem ~ Rv ~ _{L_H} ' (Rv ^- Rcm) _>

π ₌ ΔΡ ₌ P ₂ -G. gh gh ' where P ₃ - bottomhole pressure, MPa;

Р _у - gas pressure at the mouth of the production string of the tubing pipe (tubing), mPa;

Pi and P ₂ - formation fluid pressure at two points, respectively, at the mouth of the tubing;

d, D - internal diameters of the elevator (tubing) and production string, respectively, m;

L - well depth, m;

H - elevator length, m;

_рв - density of water, kg/ ^m3 ;

Рсм'Рсм - density of the water-oil mixture in the elevator and production casing, respectively, kg/m ³ ;

tss ^p cm - mixture level in the production casing, m;

h - distance between measurement points, m;

g - gravity acceleration, m/s ² .