RU2133340C1

RU2133340C1 - Method for determining amount of oil recovered for operating cycle of low-producing well operated by periodic gas-lift procedure

Info

Publication number: RU2133340C1
Application number: RU97102797A
Authority: RU
Inventors: Н.Г. Даминов; Г.Г. Куштанова; И.Н. Тиньков
Original assignee: Даминов Наиль Габдулбарович; Куштанова Галия Гатинишна; Тиньков Игорь Николаевич
Priority date: 1997-02-25
Filing date: 1997-02-25
Publication date: 1999-07-20

Abstract

FIELD: mining and geophysical technology. SUBSTANCE: method relates to development of deposits and extracting of liquid minerals and to geophysical investigations. For realization of method, performed is double measurements of level in similar conditions at equalized levels in pump-compressor pipes in annular space. Liquid is taken from volume being controlled. Also determined is time period of well operation in gas-oil mode of functioning. Recovered volume is calculated as product of difference in liquid levels by area of internal cross-section of casing string without cross-section of walls of pump-compressor pipes. Application of aforesaid method allows for obtaining higher accuracy in determining volume of separate low-output well operated by periodic gas-lift procedure. EFFECT: higher efficiency.

Description

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации месторождений жидких полезных ископаемых и геофизики. The invention relates to the field of development and exploitation of liquid mineral deposits and geophysics.

Целью изобретения является определение объема нефти, добываемой за цикл работы низкопродуктивной скважиной, эксплуатирующейся периодическим газлифтным способом. Поставленная цель достигается тем, что перед каждым измерением уровня стравливанием давления из насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в шлейф скважины, где всегда поддерживается стабильное давление, не только уравнивают уровни жидкости в насосно-комрессорных трубах и затрубном пространстве, но и оба измерения уровня (до и после добычи порции нефти) ведутся в одних и тех же барических условиях, а также непрерывным контролем за физическим составом добываемой смеси, что позволяет отключить скважину сразу после прекращения истечения газонефтяной смеси и перехода на чисто газовый режим. Благодаря измерению в одних и тех же условиях различие уровней (уровень, измеряемый в насосно-компрессорных трубах, равен и уровню в затрубном пространстве) в точности пропорционально отобранному объему, а своевременное прекращение работы гарантирует отбор только из скважины. Точность определения добытого объема зависит практически от точности измерения уровня жидкости в скважине, который современными приборами (например, диэлькометрическим влагомером) может быть измерен с точностью до 10 см. Скважинные диэлькометрические влагомеры [1, стр.94] снабжены цилиндрическим проточным конденсатором и измеряют диэлектрическую проницаемость смеси, заполняющую данную полость. Если прибор помещен в скважину, в измерительной полости оказывается смесь, находящаяся в данный момент на данной глубине положения конденсатора. Скважинный прибор можно перемещать по глубине (например, спускать) с достаточно мелким шагом 10 см и последовательно производить измерения состава смеси в каждой точке. В таком случае при переходе из газового столба в жидкостный прибор зафиксирует резкое изменение показателей в двух последовательных точках, когда полость конденсатора будет заполнена либо газом, либо жидкостью. Возможно наличие точки (в зависимости от соотношения шага спуска прибора по глубине и длиной конденсатора) со средними между газом и жидкостью показателями в случае, если конденсатор еще не полностью погружен в жидкость. Такое резкое изменение показаний скважинного влагомера при погружении из газового столба в жидкость и позволяет использовать его и для отбивки уровней жидкости. The aim of the invention is to determine the volume of oil produced during the cycle of operation of a low-productive well operated by a periodic gas-lift method. This goal is achieved by the fact that before each level measurement, bleed the pressure from the tubing and the annulus into the loop of the well, where the pressure is always maintained, not only equalize the liquid levels in the tubing and annulus, but both level measurements ( portions of oil before and after production) are carried out under the same pressure conditions, as well as continuous monitoring of the physical composition of the produced mixture, which allows you to turn off the well immediately after cessation confluence of gas-oil mixture and the transition to a pure gas conditions. Due to the measurement under the same conditions, the difference in levels (the level measured in tubing is equal to the level in the annulus) is exactly proportional to the selected volume, and timely termination of work ensures selection only from the well. The accuracy of determining the produced volume depends practically on the accuracy of measuring the liquid level in the well, which can be measured with an accuracy of 10 cm using modern instruments (for example, dielcometric moisture meter). Borehole dielcometric moisture meters [1, p. 94] are equipped with a cylindrical flow capacitor and dielectric constant is measured mixtures filling this cavity. If the device is placed in a well, the mixture located at the given depth of the capacitor position is in the measuring cavity. The downhole tool can be moved in depth (for example, lowered) with a sufficiently small step of 10 cm and sequentially measure the composition of the mixture at each point. In this case, when switching from a gas column to a liquid device, it will record a sharp change in the indicators at two consecutive points, when the capacitor cavity is filled with either gas or liquid. There may be a point (depending on the ratio of the descent step of the device in depth and the length of the condenser) with average values between the gas and the liquid if the condenser is not yet completely immersed in the liquid. Such a sharp change in the readings of a borehole moisture meter when immersed from a gas column in a liquid and allows it to be used to beat off fluid levels.

Применение данного способа позволяет определить и такой интересующий производственников параметр как время работы скважины газонефтяной смесью. The application of this method allows one to determine such a parameter of interest to producers as the time of well operation with a gas-oil mixture.

Способ реализуется следующим образом:
1. Открытием задвижек и спуском давления из насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в шлейф скважины производят уравнивание давления и уровней жидкости в обоих объемах.The method is implemented as follows:
1. By opening the valves and releasing the pressure from the tubing and the annulus into the plume of the well, equalization of pressure and fluid levels in both volumes is performed.

2. После 5 - 10 минутной стабилизации измеряют уровень жидкости в скважине. 2. After 5 to 10 minutes of stabilization, the fluid level in the well is measured.

3. Закрывают задвижки и закачивают газ от скважины-донора в затрубное пространство исследуемой скважины. 3. Close the valves and pump gas from the donor well into the annulus of the investigated well.

4. Скважину пускают в работу в обычном объеме. 4. The well is put into operation in the usual volume.

5. По показаниям диэлькометра, установленного на устье, отслеживается физический состав добываемой смеси. 5. According to the testimony of a dielcometer installed on the mouth, the physical composition of the mixture is monitored.

6. Когда скважина переходит на чисто газовый режим работы, ее останавливают. При этом определяют время работы скважины в газонефтяном режиме. 6. When the well switches to a purely gas operating mode, it is stopped. In this case, the well operating time in the gas-oil mode is determined.

7. Как в п.1 уравнивают давление в насосно-компрессорных трубах в затрубном пространстве. 7. As in paragraph 1 equalize the pressure in the tubing in the annulus.

8. Измеряют уровень жидкости в скважине. 8. Measure the fluid level in the well.

9. Рассчитывают объем по формуле
V = δH•(S_обс-S_ст.нкт),
где δH - разница в уровнях жидкости до начала работы скважины и после ее остановки;
S_обс - площадь внутреннего сечения обсадной колонны;
S_ст.нкт - площадь поперечного сечения стенок насосно-компрессорных труб.9. Calculate the volume according to the formula
V = δH • (S _obs -S _stnct ),
where δH is the difference in fluid levels before the well starts and after it stops;
S _obs - the internal section of the casing;
S _st.nkt - the cross-sectional area of the walls of the tubing.

Как видно из вышеизложенного, предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность измерения отобранного объема нефти в низкодебитных скважинах и таким образом достичь положительного эффекта. As can be seen from the foregoing, the proposed technical solution allows to increase the accuracy of measuring the selected volume of oil in low-yield wells and thus achieve a positive effect.

На дату подачи заявки предлагаемый способ опробован в промысловых условиях на низкодебитных скважинах Оренбургского газо-кондексатного месторождения, эксплуатирующихся периодическим газлифтным способом. At the filing date of the application, the proposed method was tested in the field at low production wells of the Orenburg gas-condensate field, operated by a periodic gas-lift method.

Литература:
1. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. - М.: Недра, 1981, 212 с.Literature:
1. Gabdullin T.G. Operational well survey. - M .: Nedra, 1981, 212 p.

Claims

A method for determining the volume of oil produced during a cycle of operation of a low-productivity well operated by a periodic gas-lift method, characterized in that by opening the valves and releasing pressure from the tubing and the annulus into the plume of the well, equalization of pressure and liquid levels in both volumes is carried out, the liquid level is measured in the well, the valves are closed and gas is pumped from the donor well into the annulus of the investigated well, the well is put into operation installed at the wellhead the physical composition of the produced mixture is monitored by a dielcometer, the well is stopped during the transition to a purely gas operating mode, the well’s operating time in the oil and gas mode is determined, the pressure in the tubing and annulus is equalized to the pressure in the well’s plume, the liquid level in the well is measured and calculated the produced volume as the product of the difference in liquid levels by the area of the inner section of the casing without a cross section of the walls of the tubing.