RU2659445C1 - Method of investigation of oil producing well - Google Patents

Method of investigation of oil producing well Download PDF

Info

Publication number
RU2659445C1
RU2659445C1 RU2017134236A RU2017134236A RU2659445C1 RU 2659445 C1 RU2659445 C1 RU 2659445C1 RU 2017134236 A RU2017134236 A RU 2017134236A RU 2017134236 A RU2017134236 A RU 2017134236A RU 2659445 C1 RU2659445 C1 RU 2659445C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
well
oil
pressure
ghs
Prior art date
Application number
RU2017134236A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Евгений Валентинович Желанов
Александр Викторович Лекомцев
Ирина Александровна Черных
Original Assignee
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" filed Critical федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет"
Priority to RU2017134236A priority Critical patent/RU2659445C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2659445C1 publication Critical patent/RU2659445C1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry, namely to methods for calculating bottom hole pressure from field measurements in shutdown oil producing wells. In a method for investigating an oil producing well, including determining the bottom hole pressure based on wellhead measurements of the well operation parameters, according to the invention, field measurements are made on the basis of which a hydrodynamic model of an oil producing well filled with a multiphase fluid is constructed, and the bottom hole pressure is calculated for each time point after the well is shut down, taking into account the intensity of the gas-liquid mixture degassing process, for which purpose the selection of the degassing curve corresponding to the actual field measurements is carried out.
EFFECT: technical result consists in increasing the reliability of the method by calculating the volumetric ratio of the gas and oil phases to the column of multiphase gas-liquid mixture in the exploited well and constructing its hydrodynamic model.
1 cl

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета забойного давления по промысловым измерениям в остановленных нефтедобывающих скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for calculating bottomhole pressure from field measurements in stopped oil wells.

Современные методы расчета забойного давления основаны на статистической интерполяции величин средней плотности газожидкостной смеси (ГЖС) от глубины погружения насоса под динамический уровень. При этом они не учитывают относительное движение газовой и жидкой фаз и термобарические условия в добывающей скважине, что обусловливает значительные погрешности при расчете забойного давления в скважинах с высоким содержанием газа в ГЖС (Скважинная добыча нефти, И.Т. Мищенко, Москва. 2003 г., стр. 450).Modern methods for calculating bottom-hole pressure are based on statistical interpolation of the average density of the gas-liquid mixture (GHS) from the depth of the pump under the dynamic level. At the same time, they do not take into account the relative motion of the gas and liquid phases and thermobaric conditions in the producing well, which causes significant errors in calculating the bottomhole pressure in wells with a high gas content in the GHS (Borehole oil production, I.T. Mishchenko, Moscow. 2003. , p. 450).

Известен способ исследования нефтедобывающей скважины, который заключается в измерении уровня жидкости в скважине методом волнометрирования и вычислении забойного давления с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа. Однако данный расчет дает высокие погрешности, что связано с неточностью определения среднего удельного веса ГЖС в скважине (RU 2052092, опубл. 07.09.1993 г.).A known method of researching an oil well, which consists in measuring the liquid level in the well by wavemetry and calculating the bottomhole pressure, taking into account the density of the liquid and the pressure of the annular gas. However, this calculation gives high errors due to the inaccuracy of determining the average specific gravity of the GHS in the well (RU 2052092, publ. September 7, 1993).

Наиболее близким к заявляемому является способ исследования нефтедобывающей скважины, заключающийся в определении забойного давления, основанном на измерении максимальной глубины динамического уровня однородной по плотности жидкости при выводе скважины на режим после глушения (RU 2515666, опубл. 20.05.2014 г.).Closest to the claimed is a method of researching an oil well, which consists in determining the bottom hole pressure, based on measuring the maximum depth of the dynamic level of a fluid uniform in density when the well is put into operation after jamming (RU 2515666, publ. 05.20.2014).

Недостатком данного способа является его недостаточная достоверность из-за низкой точности определения забойного давления в скважине с высоким содержанием газа в ГЖС в промысловых условиях, т.к. способ не учитывает влияния растворенного и выделившегося газа на плотность многофазной ГЖС.The disadvantage of this method is its lack of reliability due to the low accuracy of determining bottomhole pressure in a well with a high gas content in the GHS in the field, because the method does not take into account the effect of dissolved and released gas on the density of multiphase GHS.

Технический результат заключается в повышении достоверности способа путем расчета объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу многофазной ГЖС в эксплуатируемой скважине и построения ее гидродинамической модели.The technical result consists in increasing the reliability of the method by calculating the volumetric ratio of the gas and oil phases along the column of multiphase GHS in an operating well and constructing its hydrodynamic model.

Технический результат получают за счет того, что в способе исследования нефтедобывающей скважины, включающем определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, согласно изобретению осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазным флюидом, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования ГЖС, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.The technical result is obtained due to the fact that in the method for researching an oil well, which includes determining bottomhole pressure based on wellhead measurements of well operation indicators, field measurements are made according to the invention, based on which a hydrodynamic model of an oil well filled with a multiphase fluid is built, and bottomhole pressure is calculated for of each moment of time after a well shutdown, taking into account the intensity of the process of GHS degassing, make the selection of the degassing curve corresponding to the actual field measurements.

Полученный при осуществлении изобретения результат достигается совокупностью расчетов термобарических условий, характерных для скважин, путем обобщения промысловых устьевых и глубинных замеров, а также оценки интенсивности протекания разгазирования ГЖС в этих скважинах. Построение газодинамической модели нефтедобывающей скважины адаптируют под конкретный объект, что приводит к минимизации погрешностей в расчетах.Obtained during the implementation of the invention, the result is achieved by a set of calculations of the thermobaric conditions characteristic of the wells, by summarizing the wellhead and depth measurements, as well as assessing the intensity of the flow of GHS degassing in these wells. The construction of a gas-dynamic model of an oil well is adapted for a specific object, which minimizes errors in the calculations.

Гидродинамическая модель нефтедобывающей скважины подразумевает принятие двух допущений:The hydrodynamic model of an oil well implies two assumptions:

- весь газ, способный выделиться из элементарного объема ГЖС, выделяется моментально;- all gas capable of being released from the elementary volume of GHS is instantly released;

- вся вода откачивается насосом, и величина обводненности не влияет на аддитивную плотность ГЖС в интервале от динамического уровня до приема насоса.- all water is pumped out by the pump, and the water cut value does not affect the additive density of the GHS in the range from the dynamic level to the pump intake.

Заявляемый способ осуществляется следующим образом.The inventive method is as follows.

Для расчета необходимы следующие фактические промысловые измерения по нефтедобывающей скважине и продуктивному пласту и исходные данные:For the calculation, the following actual field measurements for the oil well and the reservoir and initial data are necessary:

- глубина скважины (по высоте) Нскв, м;- well depth (height) H borehole, m;

- динамический уровень (по высоте) Ндин, м;- dynamic level (height) N dyne , m;

- газовый фактор в скважине Гф, м3/т;- gas factor in the well G f , m 3 / t;

- давление насыщения нефти газом Рнас, МПа;- pressure of oil saturation with gas P us , MPa;

- давление затрубное Рзатр, МПа;- annular pressure P shut , MPa;

- плотность пластовой нефти ρпл.н, кг/м3;- reservoir oil density ρ pl.n , kg / m 3 ;

- плотность газа, выделяющегося из нефти ρг, кг/м3;- the density of the gas released from the oil ρ g , kg / m 3 ;

- относительная плотность газа по воздуху

Figure 00000001
, д.ед.- relative density of gas in the air
Figure 00000001
d.ed.

Осуществляют расчет распределения объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу ГЖС в работающей скважине, которое характеризуется величиной объема газа Г, выделившегося из элементарного объема при данном давлении.The distribution of the volume ratio of the gas and oil phases over the GHS column in a working well is calculated, which is characterized by the volume of gas G released from the elementary volume at a given pressure.

Давление насыщения Рнас достаточно точно определяют в лабораторных условиях, а газовый фактор Гф - прямым замером. Из-за различных скоростей движения газа и воды возникает «эффект скольжения», поэтому выделившийся в любом элементарном сечении газ с высокой скоростью будет стремиться в область пониженного давления (к динамическому уровню). По этой причине объем газа будет непременно увеличиваться, двигаясь из области давления насыщения к области давления на динамическом уровне. В связи с этим такая неубывающая зависимость объема газа от давления может быть описана экспоненциальной функцией, а все кривые разгазирования, полученные в результате лабораторных исследований, можно интерполировать экспоненциальной функцией.The saturation pressure P we accurately determine in laboratory conditions, and the gas factor G f - direct measurement. Due to the different velocities of the gas and water, a "sliding effect" occurs, therefore, the gas released in any elementary section will tend to a low pressure region (to a dynamic level) with a high speed. For this reason, the volume of gas will certainly increase, moving from the region of saturation pressure to the region of pressure at a dynamic level. In this regard, such a non-decreasing dependence of the gas volume on pressure can be described by an exponential function, and all the degassing curves obtained as a result of laboratory studies can be interpolated by an exponential function.

Для оценки распределения объемного соотношения газовой и нефтяной фаз предложено подбирать расчетную кривую разгазирования, которая описана уравнением экспоненты:To estimate the distribution of the volumetric ratio of the gas and oil phases, it is proposed to select the calculated degassing curve, which is described by the exponential equation:

Figure 00000002
,
Figure 00000002
,

где Г - объем газа, выделившийся из элементарного объема при заданном давлении, м3/т;where G is the volume of gas released from the elemental volume at a given pressure, m 3 / t;

Гф - газовый фактор скважины, м3/т;G f - gas well factor, m 3 / t;

Ргжс - давление, создаваемое столбом жидкости над элементарным объемом, МПа;R ggs - pressure created by a column of liquid over an elemental volume, MPa;

В - коэффициент, характеризующий степень выпуклости экспоненты к оси Ох, В>0.B is a coefficient characterizing the degree of convexity of the exponential to the axis Ox, B> 0.

Чем больше коэффициент В по модулю, тем раньше начинается процесс разгазирования ГЖС.The larger the coefficient B modulo, the earlier the process of degassing the GHS begins.

На основе устьевых и глубинных замеров строят график зависимости глубины погружения насоса под динамический уровень (Нпогр) от давления, создаваемого столбом ГЖС над насосом (Рстолба). Он имеет линейный вид. По указанной зависимости рассчитывают давление столба ГЖС (Рстолба) на каждой его глубине (отчет ведется от динамического уровня), а затем по предполагаемой кривой разгазирования определяют объем газа, существующий при данном давлении столба.On the basis of wellhead and in-depth measurements, a graph is built of the dependence of the depth of the pump under the dynamic level (N bur ) on the pressure created by the GHS column above the pump (P column ). It has a linear appearance. According to the indicated dependence, the pressure of the GHS column (P column ) is calculated at each depth (the report is kept from the dynamic level), and then the gas volume existing at a given column pressure is determined from the assumed degassing curve.

Далее полученный объем газа пересчитывают с учетом термобарических условий на данной глубине столба ГЖС по формуле и получают Греал:Next, the obtained gas volume is recounted taking into account the thermobaric conditions at a given depth of the GHS column according to the formula and get G real :

Figure 00000003
,
Figure 00000003
,

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа, рассчитанный исходя из компонентного состава газа;where z is the gas compressibility coefficient calculated based on the component composition of the gas;

Р0 - атмосферное давление, равное 0,1 МПа;P 0 - atmospheric pressure equal to 0.1 MPa;

Т0 - температура при нормальных условиях, равная 293 К,T 0 - temperature under normal conditions, equal to 293 K,

Т - текущая температура, К;T is the current temperature, K;

Ргжс - текущее давление столба ГЖС, МПа;R GHS - current pressure of the GHS column, MPa;

ρпов.усл - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3.ρ pov.usl - oil density in surface conditions, kg / m 3 .

Расходное газосодержание β рассчитывают по формуле:Consumption of gas β is calculated by the formula:

Figure 00000004
Figure 00000004

Истинное газосодержание ϕ рассчитывают по соотношению: ϕ=0,833⋅β.The true gas content ϕ is calculated by the ratio: ϕ = 0.833⋅β.

Плотность ГЖС ρгжс при заданном давлении рассчитывают по формуле аддитивности:The density of GHS ρ GHS at a given pressure is calculated by the additivity formula:

Figure 00000005
, где
Figure 00000005
where

ρг - плотность газа, выделяющегося из ГЖС, кг/м3.ρ g - the density of the gas released from the GHS, kg / m 3 .

Затем рассчитывают давление на каждой i-шаговой глубине по формуле гидростатики:Then calculate the pressure at each i-step depth according to the hydrostatic formula:

Figure 00000006
,
Figure 00000006
,

где h - принятый шаг по глубине столба ГЖС, м;where h is the adopted step along the depth of the GHS column, m;

ρгжс.i - плотность ГЖС на i-й глубине столба ГЖС, кг/м3;ρ ghs.i - density of GHS at the i-th depth of the column of GHS, kg / m 3 ;

Pi-1 - давление, создаваемое на (i-1)-шаговой глубине столба ГЖС, Па.P i-1 is the pressure created at the (i-1) -step depth of the GHS column, Pa.

Следующим этапом является построение распределения давлений по столбу жидкости на основе расчетной кривой разгазирования. Полученное распределение накладывают на график зависимости Нпогр от Ргжс,, построенный по промысловым измерениям. Если графики совпадают, то такое распределение плотностей по столбу ГЖС для скважин с данным газовым фактором считается достоверным, и коэффициент В для кривой разгазирования подобран верно.The next step is to build the pressure distribution over the liquid column based on the calculated degassing curve. The resulting distribution is superimposed on a graph of the dependence of H pog from P ghs , constructed from field measurements. If the graphs match, then such a density distribution along the GHS column for wells with a given gas factor is considered reliable, and the coefficient B for the degassing curve is selected correctly.

В случае, если полученное распределение давлений выходит за границы доверительного интервала величиной 97% на указанном графике, то необходимо увеличить или уменьшить коэффициент В по модулю и провести перерасчет распределения давлений по столбу ГЖС до максимально близкой сходимости графиков.If the obtained pressure distribution exceeds the confidence interval of 97% on the indicated graph, then it is necessary to increase or decrease coefficient B modulo and recalculate the pressure distribution along the GHS column to the maximum convergence of the graphs.

Далее рассчитывают высоту столба ГЖС Нстолба в скважине по формуле:Next, calculate the height of the column GHS N column in the well according to the formula:

Figure 00000007
,
Figure 00000007
,

где Нскв - глубина скважины, м;where N SLE - well depth, m;

Ндин - динамический уровень в скважине, м.N din - the dynamic level in the well, m

По полученной кривой разгазирования определяют давление Рстолба, создаваемое столбом высотой Нстолба, а забойное давление Рзаб вычисляют по формуле:By degassing the resulting curve determined pressure P column produced by post column height H, and bottomhole pressure P Zab is calculated by the formula:

Figure 00000008
,
Figure 00000008
,

где Рстолба - давление, рассчитанное по кривой, МПа;where P of the column is the pressure calculated by the curve, MPa;

Рур - давление газа на динамическом уровне, МПа,P ur - gas pressure at a dynamic level, MPa,

при этом давление на динамическом уровне Рур рассчитывают по формуле:while the pressure at a dynamic level P ur calculated by the formula:

Figure 00000009
,
Figure 00000009
,

где Рзатр - давление затрубное, МПа;where P shut - annular pressure, MPa;

Figure 00000010
- относительная плотность газа, выделяющегося из ГЖС, по воздуху, д.ед.
Figure 00000010
- the relative density of the gas released from the GHS, through the air, d.ed.

Предлагаемый способ исследования нефтедобывающей скважины характеризуется высокой сходимостью результатов расчетов с фактическими промысловыми измерениями, что позволяет сделать вывод о его достоверности.The proposed method for researching an oil well is characterized by high convergence of calculation results with actual field measurements, which allows us to conclude its reliability.

Claims (1)

Способ исследования нефтедобывающей скважины, включающий определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, отличающийся тем, что осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазной газожидкостной смесью, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования газожидкостной смеси, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.A method for researching an oil producing well, including determining bottomhole pressure based on wellhead measurements of well performance indicators, characterized in that field measurements are carried out, on the basis of which a hydrodynamic model of an oil producing well filled with a multiphase gas-liquid mixture is built, and bottomhole pressure is calculated for each point in time after the well is stopped taking into account the intensity of the process of degassing of a gas-liquid mixture, for which they select oh degassing corresponding actual fishing measurements.
RU2017134236A 2017-10-02 2017-10-02 Method of investigation of oil producing well RU2659445C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017134236A RU2659445C1 (en) 2017-10-02 2017-10-02 Method of investigation of oil producing well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017134236A RU2659445C1 (en) 2017-10-02 2017-10-02 Method of investigation of oil producing well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2659445C1 true RU2659445C1 (en) 2018-07-02

Family

ID=62815375

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017134236A RU2659445C1 (en) 2017-10-02 2017-10-02 Method of investigation of oil producing well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2659445C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2165517C2 (en) * 1999-06-04 2001-04-20 Открытое акционерное общество "Роснефть - Пурнефтегаз" Method of spouting production of oil and gear for its realization
RU2167289C2 (en) * 1999-01-19 2001-05-20 Самарская государственная архитектурно-строительная академия Method of determining formation pressure in oil well
US7172020B2 (en) * 2004-03-05 2007-02-06 Tseytlin Software Consulting Inc. Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio
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
RU2522579C1 (en) * 2013-04-16 2014-07-20 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method for integral status assessment of bottomhole formation zone

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2167289C2 (en) * 1999-01-19 2001-05-20 Самарская государственная архитектурно-строительная академия Method of determining formation pressure in oil well
RU2165517C2 (en) * 1999-06-04 2001-04-20 Открытое акционерное общество "Роснефть - Пурнефтегаз" Method of spouting production of oil and gear for its realization
US7172020B2 (en) * 2004-03-05 2007-02-06 Tseytlin Software Consulting Inc. Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio
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
RU2522579C1 (en) * 2013-04-16 2014-07-20 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method for integral status assessment of bottomhole formation zone

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104213906B (en) A kind of bored shaft pressure correction method
CN107563899B (en) Oil-gas well productivity prediction method and device
RU2610941C1 (en) Evaluation method of production watering in oil-producing well
CN108694254B (en) Empirical decreasing curve analysis method for production of variable-production variable-pressure production gas well
Zhu et al. Surfactant effect on air/water flow in a multistage electrical submersible pump (ESP)
CN109184644B (en) Early-stage polymer injection effect evaluation method considering non-Newtonian property and seepage additional resistance of polymer
CN105178943A (en) Method for correcting well shaft pressure in real time
CN102425386B (en) Drilling fluid rheological parameter control method meeting power law mode
RU2581180C1 (en) Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units
RU2659445C1 (en) Method of investigation of oil producing well
CN103498661B (en) A kind of method determining oil reservoir physical data under high pressure
RU2532488C1 (en) Method to optimise oil production
EA038439B1 (en) Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole
Hundseid et al. Wet gas performance of a single stage centrifugal compressor
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
CN116738113A (en) Construction method of mathematical model for predicting scaling position in geothermal well bore
RU2558570C1 (en) Gas-liquid flow studying
CN105114060B (en) A kind of method and device for the well bore temperature distribution for calculating gas injection well
RU2348805C1 (en) Method of oil analysis for gas-condensate ratio
RU2571473C1 (en) Device for carrying out research of gas-liquid stream
CN108335221A (en) A kind of oil well oil-pumping pump efficiency Improvement space determines method
RU2667183C1 (en) Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump
RU2724728C1 (en) Method of selecting optimal mode of oil well operation
EA023666B1 (en) Deep well pump diagnostics method
RU2010122168A (en) EVALUATION OF A FLUID FLOW IN A COLLECTOR