RU2515666C1 - Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом - Google Patents
Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515666C1 RU2515666C1 RU2013102822/03A RU2013102822A RU2515666C1 RU 2515666 C1 RU2515666 C1 RU 2515666C1 RU 2013102822/03 A RU2013102822/03 A RU 2013102822/03A RU 2013102822 A RU2013102822 A RU 2013102822A RU 2515666 C1 RU2515666 C1 RU 2515666C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- killing
- bottomhole pressure
- fluid
- density
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле
Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.-Нд.макс),
где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;
Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти.
Известно «Устройство для измерения давления на забое скважины», которое спускают в скважину для получения информации о забойном давлении (См. Ав. св. СССР №1314033, от 10.07.1985 г., МПК Е21В 47/06). Устройство отличается высокой точностью определения, но имеет ряд недостатков: замер давления на забое скважины возможно осуществить только в фонтанных и компрессорных скважинах. Исключается возможность его использования в скважинах, оборудованных погружными насосами.
Известен «Способ исследования наклонно-направленных скважин с погружным электронасосом», включающий подъем насосного агрегата, спуск скважинного прибора на забой и насосного агрегата на глубину оптимального режима работы скважины, включение его, проведение исследований и извлечение прибора в обратной последовательности (См. Ав. св. СССР №1265300, от 25.04.1985 г., МПК Е21В 47/00). Недостатком данного метода является то, что необходимо ставить на скважину бригаду подземного ремонта скважины и производить две спускоподъемных операции.
Известен «Способ определения забойного давления в скважине», который заключается в измерении уровня жидкости в скважине методом волнометрирования. При этом на устье скважины возбуждают акустический зондирующий импульс и регистрируют отраженный импульс. Затем с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа вычисляют забойное давление. Метод является более производительным, но учитывает среднюю плотность жидкости в скважине, которую трудно определить точно (Патент РФ №2052092 от 07.09.1993 г.). Известные исследования по замеру давлений на приеме погружного насоса, а также давлений в интервале перфорации со спуском в скважину манометров показали, что применяемый на практике расчет забойного давления дает большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.
Задачей данного изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения.
Технический результат изобретения достигается за счет измерения максимальной глубины динамического уровня, заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле
где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;
Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м.
На фиг.1 изображена кривая вывода скважины на режим и кривая изменения плотности жидкости в межтрубном пространстве.
На фиг.2 - график определения динамического уровня первым методом.
На фиг.3 - график определения динамического уровня вторым методом.
Во время вывода скважины на режим, при спущенном практически до забоя погружном электронасосе, осуществляется фиксирование изменения уровня в межтрубном пространстве. С начала вывода динамический уровень начинает уменьшаться, достигая своего максимального значения, соответствующего установившемуся забойному давлению. Плотность жидкости в затрубном пространстве до максимальной глубины динамического уровня не изменяется и равняется плотности жидкости глушения. Давление в межтрубном пространстве равняется 0 или приближено к 0. Определить давление на забое можно по формуле (1).
Плотность жидкости глушения, глубина перфорационных отверстий и ускорение свободного падения являются известными величинами. Поэтому определение давления на забое скважины сводится к нахождению максимальной глубины динамического уровня при выводе скважины на режим после глушения. Определить точку Нд.макс. можно двумя приближенными методами.
Первый метод заключается в нахождении точки пересечения между прямыми, соединяющими две последние точки при понижении динамического уровня (первая прямая) и две первые точки при повышении динамического уровня (вторая прямая). На пересечении получаем максимальную глубину динамического уровня в межтрубном пространстве скважины при выводе скважины на режим. Данный метод может быть графическим и аналитическим. Графический метод определения представлен на фиг.2
Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (H1; t1) и 2 (Н2; t2), во втором - 3 (Н3; t3) и 4 (Н4; t4).
Уравнения прямых примут вид
где
H1, Н2, Н3, Н4 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;
t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням H1, Н2, Н3, H4, ч;
H1(t), H2(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.
Сделав некоторые математические преобразования, получаем систему уравнений
где
H1, Н2, Н3, Н4 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;
t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням H1, Н2, Н3, Н4, ч;
H1(t), H2(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.
Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время tд.макс равно:
где
H1, Н2, Н3, Н4 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;
t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням H1, Н2, Н3, Н4, ч;
H1(t), H2(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.
Полученные значения t по формуле (6) подставляем в любое уравнение системы (5) и получаем Нд.макс.
Существует возможность нахождения Нд.макс. вторым методом. Во время снижения динамического уровня происходит откачка жидкости из межтрубного пространства до тех пор, пока давление на забое не достигнет постоянного значения. Отсюда получается, чтобы найти точку, соответствующую максимальной глубине динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, необходимо перестроить часть кривой снижения уровня из координат H(t) в координаты Н(Qзатр). Тогда точке Нд.макс. будет соответствовать точка когда Qзатр.=0, т.е. пересечение кривой координатную ось Н.
Сделаем допущение, что перед окончанием откачки из затрубного пространства динамический уровень снижается линейно. Тогда нам необходимы всего две последних точки снижения кривой падения уровня 1 (H1; Qзатр1) и 2 (Н2; Qзатр2). Графически метод определения представлен на фиг.3.
Точнее будет решение аналитическое, заключающееся в составлении уравнения прямой по точкам 1 и 2, а после нахождения значения Н при Qзатр=0.
Уравнение запишется
где
H1, Н2 - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м;
Qзатр1, Qзатр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м3/ч;
Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.
Преобразуем в зависимость Н(Qзатр)
H1, Н2 - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м
Qзатр1, Qзатр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м3/ч;
Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.
Подставляем Qзатр=0 и получаем Нд.макс
H1, Н2 - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м;
Qзатр1, Qзатр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м3/ч;
Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.
После нахождение Нд.макс производится расчет забойного давления при известной плотности жидкости глушения по формуле (1).
Claims (1)
- Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что используют максимальную глубину динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле
Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.- Нд.макс),
где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;
Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013102822/03A RU2515666C1 (ru) | 2013-01-22 | 2013-01-22 | Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013102822/03A RU2515666C1 (ru) | 2013-01-22 | 2013-01-22 | Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2515666C1 true RU2515666C1 (ru) | 2014-05-20 |
Family
ID=50778715
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013102822/03A RU2515666C1 (ru) | 2013-01-22 | 2013-01-22 | Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2515666C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2659445C1 (ru) * | 2017-10-02 | 2018-07-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ исследования нефтедобывающей скважины |
EA034707B1 (ru) * | 2018-03-06 | 2020-03-10 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ измерения забойного давления в нефтяных скважинах |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2052092C1 (ru) * | 1993-09-07 | 1996-01-10 | Межрегиональное акционерное общество "Нефтеавтоматика" | Способ определения забойного давления в скважине |
RU2167289C2 (ru) * | 1999-01-19 | 2001-05-20 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине |
RU2242587C1 (ru) * | 2003-08-21 | 2004-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Способ управления глубинно-насосной установкой нефтяной скважины |
RU2250357C2 (ru) * | 2003-04-09 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
-
2013
- 2013-01-22 RU RU2013102822/03A patent/RU2515666C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2052092C1 (ru) * | 1993-09-07 | 1996-01-10 | Межрегиональное акционерное общество "Нефтеавтоматика" | Способ определения забойного давления в скважине |
RU2167289C2 (ru) * | 1999-01-19 | 2001-05-20 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине |
RU2250357C2 (ru) * | 2003-04-09 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" | Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом |
RU2242587C1 (ru) * | 2003-08-21 | 2004-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный технический университет-УПИ" | Способ управления глубинно-насосной установкой нефтяной скважины |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2659445C1 (ru) * | 2017-10-02 | 2018-07-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ исследования нефтедобывающей скважины |
EA034707B1 (ru) * | 2018-03-06 | 2020-03-10 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ измерения забойного давления в нефтяных скважинах |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20230408313A1 (en) | Conductivity probe fluid property measurement systems and related methods | |
US20230350091A1 (en) | Spectral analysis and machine learning for determining cluster efficiency during fracking operations | |
US20210054736A1 (en) | Determining fracture properties using injection and step-rate analysis, dynamic injection test analysis, extracting pulse-type source signals from noisy data, and measuring friction parameters in a well | |
RU2324810C2 (ru) | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта | |
RU2003123596A (ru) | Способ и устройство для определения формы трещин в горных породах | |
EA201101271A1 (ru) | Измерение объемного расхода бурового раствора в межтрубном пространстве во время бурения и использование полученных данных для выявления нарушений в скважине | |
US9334724B2 (en) | System and method for operating a pump in a downhole tool | |
US11921248B2 (en) | Tube wave analysis of well communication | |
CA3080938C (en) | Fracture length and fracture complexity determination using fluid pressure waves | |
US20160047215A1 (en) | Real Time and Playback Interpretation of Fracturing Pressure Data | |
RU2179637C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления | |
RU2559979C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в скважине | |
RU2515666C1 (ru) | Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
RU2494236C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
CN108571319B (zh) | 一种压差式气侵和置换式气侵判断方法及装置 | |
RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
MX2021007021A (es) | Supervisión de la eficiencia del refracturamiento. | |
WO2015157141A1 (en) | Resistivity of chemically stimulated reservoirs | |
RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
Wang et al. | Distributed fiber optic strain measurement during preload: Analyzing strain responses for effective fracture geometry estimation in hydraulic fracture test site 1 Phase III | |
RU2521091C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом | |
US11041381B2 (en) | Systems and methods for measuring rate of penetration | |
RU2725996C1 (ru) | Способ определения параметров гидроразрыва пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160123 |