RU2700738C1 - Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps - Google Patents

Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps Download PDF

Info

Publication number
RU2700738C1
RU2700738C1 RU2018106604A RU2018106604A RU2700738C1 RU 2700738 C1 RU2700738 C1 RU 2700738C1 RU 2018106604 A RU2018106604 A RU 2018106604A RU 2018106604 A RU2018106604 A RU 2018106604A RU 2700738 C1 RU2700738 C1 RU 2700738C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
well
pump
piston
annulus
Prior art date
Application number
RU2018106604A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наталья Николаевна Алаева
Кристина Леонидовна Горшкова
Евгений Юрьевич Баранков
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2018106604A priority Critical patent/RU2700738C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2700738C1 publication Critical patent/RU2700738C1/en

Links

Images

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
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Reciprocating Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in well control at oil fields. According to the method, the depth manometer is installed at the pump reception level. On wellhead there installed is ground moisture meter of continuous action. Its readings are taken only after achieving quasi-stationary operating mode of the well and after the portion of the liquid corresponding to the mode reaches the input of the ground moisture meter. Readings of the depth manometer are taken into account relative to the equilibrium state with amplitude of their oscillation ±ΔP, where +ΔP – level recovery pressure in the pipe annulus in downward stroke of the pump piston, and -ΔP – liquid pumping pressure at level reduction in the pipe annulus at upward stroke of the piston. Oil content is reduced by the value determined by the analytical expression.
EFFECT: higher reliability of well watering.
1 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных добывающих скважин с целью получения информации для систем управления скважиной на нефтяных месторождениях.The invention relates to the oil industry and can be used for installation on equipment of oil producing wells in order to obtain information for well control systems in oil fields.

Известен способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины (Патент РФ №2610941 кл. Е21В 47/10 «Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины» опубликовано 17.02.17), заключающийся в измерении давления, создаваемого столбом скважинной продукции в измерительном устройстве, отличающийся тем, что в скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, при этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом, а обводненность скважинной продукции определяют по математической формуле.A known method for assessing the water content of oil production wells (RF Patent No. 2610941 class. ЕВВ 47/10 "Method for assessing water content of oil production wells" published on 02.17.17), which consists in measuring the pressure created by a column of well production in a measuring device, characterized in that a well equipped with a deep electric centrifugal pump (ESP) and a frequency regulator of the power supply current of a submersible electric motor, in the interval from the bottom of the well (zone of the oil reservoir) to the deep pump of the station they at least have at least two pressure sensors (manometers) with a certain vertical distance between them, which transmit pressure information to the controller of the well operation control station located on the earth’s surface at a given frequency, and at the same time choose an ESP operating mode that provides pressure in The area of measuring sensors (manometers) is higher than the pressure of oil saturation with gas, and the water cut of well products is determined by the mathematical formula.

Недостатком способа является недостоверность (а иногда и невозможность) определения расчетного значения влагосодержания в продукции нефтедобывающих скважин, поскольку интервал установки датчиков (от забоя скважины до глубинного насоса) либо слишком большой, что не позволяет исключить влияние эффекта проскальзывания газа между нефтью и водой на результат измерения, либо слишком малый, требующий слишком высокого разрешения от датчиков давления.The disadvantage of this method is the inaccuracy (and sometimes impossibility) of determining the estimated moisture content in the production of oil producing wells, since the installation interval of the sensors (from the bottom of the well to the submersible pump) is either too large, which does not allow to exclude the effect of gas slippage between oil and water on the measurement result or too small, requiring too high a resolution from pressure sensors.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (Патент РФ №2520251 кл. Е21В 47/10 «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины», опубликовано 20.06.2014 г.), включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности, отличающийся тем, что определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку.A known method for determining the water content of oil production wells (RF Patent No. 2520251 class. ЕВВ 47/10 "Method for determining the water content of oil production wells", published on 06/20/2014), which includes separating gas from the production of a well, holding to a state of oil stratification and water, measuring the height of the liquid column, according to the relative position of the liquid-gas and water-oil separation lines, determining the volumetric water cut value, characterized in that the determination is carried out in a well that is supplied with columns of tubing with an electric centrifugal pump and a check valve at the end, to determine the water cut, select a well located in the region of the middle of the oil reservoir, with production modes close to the average for the reservoir, the well is operated at least for the operating mode, and before separation from gas well production and exposure to the state of stratification into oil and water, the well is stopped and technological exposure is carried out.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и сложность аппаратуры для определения обводненности.The disadvantage of this method is the complexity of the process, including stopping the well, and the complexity of the equipment for determining water cut.

В качестве прототипа принят способ разработки нефтяной залежи (Патент РФ №2453689 кл. Е21В 43/20 «Способ разработки нефтяной залежи» от 06.09.2011), включающий отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, причем, временные интервалы нестационарного режима определяются по изменению обводненности продукции скважины и изменению забойного давления. Изменение обводненности и давления определяется стационарными приборами, установленными непосредственно в стволе скважины. Продолжительность периода работы на максимальном режиме отбора продукции определяют по предельной пограничной величине обводненности или по восстановлению максимального забойного давления, при котором наступает стационарный режим дренирования пласта, но не ниже давления разгазирования нефти, продолжительность периода работы на минимальном режиме отбора продукции продолжают в течение времени, при котором происходит снижение обводненности продукции до восстановления стационарной величины, а при увеличении либо отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления при текущем минимальном дебите жидкости.As a prototype, a method for developing an oil deposit was adopted (RF Patent No. 2453689 class. ЕВВ 43/20 “Method for developing an oil deposit” dated 09/06/2011), including the selection of fluid through production wells in an unsteady mode with a change in flow rate from maximum to minimum, moreover, the time intervals of the unsteady mode are determined by the change in the water cut of the well production and the change in bottomhole pressure. The change in water cut and pressure is determined by stationary devices installed directly in the wellbore. The duration of the period of operation at the maximum production selection mode is determined by the limiting boundary value of water cut or by restoring the maximum bottomhole pressure at which the stationary mode of formation drainage occurs, but not lower than the oil degassing pressure, the duration of the period of operation at the minimum production selection mode is continued for which there is a decrease in water cut of the product until the stationary value is restored, and with an increase or absence is changed I continue watering period to restore the bottomhole pressure at the current minimum production rate of the liquid.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса спуска двух манометров через межтрубье под насос, особенно в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), а также неучет в результатах измерения обводненности эффекта проскальзывания нефти относительно воды и отсутствие контроля обводненности продукции наземным влагомером.The disadvantage of this method is the complexity of the process of descent of two pressure gauges through the annulus under the pump, especially in wells equipped with sucker rod pumps (SHG), as well as the neglect of the effect of oil slippage relative to water in the measurement results of water cut and the lack of control of water cut of products with a ground moisture meter.

Технической задачей изобретения является повышение достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин тем, что отсчеты с наземного влагомера берутся только после достижения квазистационарного режима работы скважины.An object of the invention is to increase the reliability of monitoring the water cut of oil production wells in that readings from a surface moisture meter are taken only after reaching a quasi-stationary mode of operation of the well.

Технический результат достигается тем, что при работе насоса (ШГН) его поршень совершает возвратно-поступательные перемещения, забирая из скважины жидкость в цилиндр насоса при ходе поршня вверх, перемещая принятую порцию жидкости в пространство над поршнем при его движении вниз, и выталкивая эту порцию жидкости в полость насосно-компресорных труб (НКТ) при следующем ходе вверх, одновременно заполняя цилиндр насоса. Эта последовательность действий составляет процесс движения продукции скважины на поверхность. Для постоянного отслеживания момента наступления режима квазистационарности устанавливается на приеме насоса непрерывно действующий глубинный манометр с достаточным разрешением, чтобы фиксировать не только давление на приеме насоса, но и колебания давления при ходе поршня насоса вверх и вниз.The technical result is achieved by the fact that during the operation of the pump (SHG) its piston makes reciprocating movements, taking fluid from the well into the pump cylinder during the upward stroke of the pump, moving the received portion of the liquid into the space above the piston when it moves downward, and pushing out this portion of the liquid into the cavity of the tubing at the next upward stroke, while filling the pump cylinder. This sequence of actions constitutes the process of moving well production to the surface. To continuously monitor the moment of the onset of the quasistationary regime, a continuously operating depth gauge is installed at the pump inlet with sufficient resolution to record not only the pressure at the pump inlet, but also pressure fluctuations during the pump piston up and down.

Новым является то, что на устье скважины установлен наземный влагомер непрерывного действия и его отсчеты берутся только после достижения квазистационарного режима работы скважины и после того, как соответствующая режиму порция жидкости достигнет входа наземного влагомера, при этом показания глубинного манометра совершают колебания относительно равновесного состояния с амплитудой ±ΔP, где +ΔР -давление восстановления уровня в межтрубье скважины при ходе поршня насоса вниз, а - ΔР - давление откачки жидкости при снижении уровня в межтрубье при ходе поршня вверх, причем отсчет по нефтесодержанию должен быть уменьшен на величину

Figure 00000001
, где σ - процент уменьшения значения нефтесодержания; g - ускорение свободного падения; ρн - плотность нефти; S1 - площадь поперечного сечения межтрубья; Sц - площадь сечения цилиндра насоса; ХП - ход поршня.What is new is that a continuous surface-mounted moisture meter is installed at the wellhead and its readings are taken only after reaching a quasistationary mode of operation of the well and after a portion of the fluid corresponding to the mode reaches the entrance of the ground-based hydrometer, while the readings of the depth gauge oscillate relative to the equilibrium state with amplitude ± ΔP, where + ΔР is the pressure of restoration of the level in the annulus of the well during the pump piston downward, and ΔP is the pressure of the pumping liquid with a decrease in the level between the wells beat when the piston is up, and the countdown for oil content should be reduced by
Figure 00000001
where σ is the percentage reduction in oil content; g is the acceleration of gravity; ρ n - oil density; S 1 - the cross-sectional area of the annulus; S c - the cross-sectional area of the pump cylinder; X P - piston stroke.

Скважина оборудована в соответствии с фигурой 1, где 1 - наземный влагомер, 2 - обсадная колонна, 3 - НКТ, 4 - ШГН с колонной штанг, 5 -глубинный манометр на входе насоса.The well is equipped in accordance with figure 1, where 1 is a ground moisture meter, 2 is a casing string, 3 is a tubing string, 4 is a SHGN with a rod string, and a 5-depth gauge is at the pump inlet.

Временные диаграммы включают три этапа работы ШГН: от пуска до квазистационарного режима в соответствии с фигурой 2, где QH - расход через насос; Т - длительность одного двойного хода (период); НД - динамический уровень; НД0 - динамический уровень, когда приток жидкости из пласта Q1=0; НД1 - приращение динамического уровня в режиме квазистационарности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давление; Q1 - приток жидкости из пласта; Q2 - поток из межтрубья;

Figure 00000002
- нижний уровень притока в режиме квазистационарности; Q20 - начальное значение Q2 при пуске насоса; Q2n - значение Q2; ΔР - амплитуда колебания давления на приеме насоса в режиме квазистационарности.Timing diagrams include three stages of the SHGN operation: from start-up to quasi-stationary mode in accordance with figure 2, where Q H is the flow rate through the pump; T is the duration of one double stroke (period); N D - dynamic level; N D0 - dynamic level, when the flow of fluid from the reservoir Q 1 = 0; N D1 - increment of the dynamic level in the regime of quasistationary; R pl , R Zab - reservoir and bottomhole pressure; Q 1 - the flow of fluid from the reservoir; Q 2 - flow from the annulus;
Figure 00000002
- lower level of inflow in the quasistationary mode; Q 20 - the initial value of Q 2 when starting the pump; Q 2n is the value of Q 2 ; ΔР is the amplitude of pressure fluctuations at the pump intake in the quasi-stationary mode.

Рассмотрим процесс добычи продукции нефтедобывающей скважины штанговым насосом до получения квазистационарного состояния, который состоит из трех этапов:Consider the process of oil production by a sucker rod pump until a quasi-stationary state is obtained, which consists of three stages:

1. Поршень идет вверх, приток жидкости из пласта Q1 увеличивается, т.к. в это время, поскольку поток в цилиндр QН=S⋅V=const (S - сечение цилиндра, V - скорость поршня) и это в основном поток из межтрубья Q2, динамический уровень НД уменьшается, соответственно уменьшается забойное давление Рзаб и возрастает разность (Рпл - Рзаб), которая согласно индикаторной кривой определяет увеличение Q1. Расход через насос при этом остается постоянным QН=S⋅V=const=Q1+Q2, где Q2 уменьшается, a Q1 увеличивается.1. The piston goes up, the flow of fluid from the reservoir Q 1 increases, because at this time, since the flow into the cylinder is Q Н = S⋅V = const (S is the cylinder section, V is the piston speed) and this is mainly the flow from the annulus Q 2 , the dynamic level N D decreases, the bottomhole pressure P zab decreases accordingly the difference increases (P PL - P Zab ), which according to the indicator curve determines the increase in Q 1 . The flow rate through the pump remains constant Q Н = S⋅V = const = Q 1 + Q 2 , where Q 2 decreases, and Q 1 increases.

2. В момент останова поршня (его верхнее состояние) QН становится равным нулю (QH=0), соответственно Q2=0 и остается только приток Q1, поскольку (Рпл - Рзаб) не равно нулю. Динамический уровень немного растет, уменьшая интенсивность притока Q1 (см. 3-й справа после разрыва полупериод «вниз» на фиг. 2). В этот период одновременно происходит гравитационное разделение потока Q1 и к приему насоса первой приходит нефть, так что к началу следующего двойного хода на приеме насоса стоит столб нефти, который при ходе поршня вверх устремляется в цилиндр, затем в НКТ и, таким образом, на поверхности в результате этой комбинации наземный прибор фиксирует недостоверное по отношению к пласту количество нефти. Этот процесс еще более усложняется при подходе нефтяных прослоек в порциях жидкости к давлению насыщения нефти газом в верхней части колонны НКТ.2. At the moment the piston stops (its upper state), Q N becomes equal to zero (Q H = 0), respectively, Q 2 = 0, and only the inflow Q 1 remains, since (P PL - P Zab ) is not equal to zero. The dynamic level increases slightly, decreasing the intensity of the inflow Q 1 (see the third “down” half-period on the right after the break in Fig. 2). In this period, gravitational separation of flow Q 1 occurs simultaneously and oil arrives first at the pump inlet, so that at the beginning of the next double stroke, a column of oil stands at the pump inlet, which, when the piston moves upward, rushes into the cylinder, then into the tubing and, thus, surface as a result of this combination, the ground-based device captures an amount of oil that is unreliable with respect to the formation. This process is even more complicated with the approach of oil layers in portions of the liquid to the pressure of oil saturation with gas in the upper part of the tubing string.

3. Процесс, описанный в п. 1 повторяется, постепенно динамический уровень снижается, Q1 из пласта увеличивается, a Q2 снижается до тех пор (см. фиг. 2), пока не установится приблизительное равенство Q1≈QH, характеризующее квазистационарный режим работы скважины. Тем не менее в этом режиме часть нефти из межтрубья Q2n попадает в цилиндр насоса при ходе поршня вверх, искажая достоверность контролируемых наземным прибором компонентов притока жидкости из пласта.3. The process described in paragraph 1 is repeated, gradually the dynamic level decreases, Q 1 from the reservoir increases, and Q 2 decreases until (see Fig. 2), until the approximate equality Q 1 ≈ Q H characterizing the quasi-stationary well operation mode. Nevertheless, in this mode, part of the oil from the annulus Q 2n enters the pump cylinder during the upward stroke of the piston, distorting the reliability of the components of the fluid flow from the reservoir controlled by the ground-based device.

Конструктивно цилиндр и поршень ШГН соответствуют фигурам 3 и 4, где 1 - корпус цилиндра, 2 - поршень, D - диаметр цилиндра, V - скорость поршня, ХП - ход поршня, W1 - объем цилиндра, заполняемый пластовой жидкостью, a W2 - объем цилиндра, заполняемый жидкостью из межтрубья (в основном это нефть).Structurally, the cylinder and the piston of the SHGN correspond to figures 3 and 4, where 1 is the cylinder body, 2 is the piston, D is the cylinder diameter, V is the piston speed, X P is the piston stroke, W 1 is the cylinder volume filled with formation fluid, and W 2 - the volume of the cylinder, filled with liquid from the annulus (mainly oil).

Таким образом, достигнутый квазистационарный режим работы ШГН характеризуется следующим:Thus, the achieved quasistationary mode of operation of the SHG is characterized by the following:

- при ходе поршня вверх приток G1≈QH=Sц⋅V (Sц - сечение цилиндра) немного, на величину ΔQH, меньше QH, причем ΔQH=Q2, т.е. одновременно с Q1, в цилиндр попадает часть Q2 из межтрубья. Это снижает динамический уровень НД и забойное давление Рзаб, тем самым увеличивая (Рпл - Рзаб) и Q1, т.е. к концу хода поршня вверх наступает момент, когда Q2=0, а Q1=QH. Это и есть момент стационарности режима (Фиг. 3), однако он кратковременный, т.к. поршень меняет направление движения и начинается следующий полупериод двойного хода поршня;- the upstroke inflow G 1 ≈Q H = S n ⋅V (S n - section of the cylinder) bit, by an amount ΔQ H, lower Q H, where ΔQ H = Q 2, i.e. simultaneously with Q 1 , part of Q 2 from the annulus falls into the cylinder. This reduces the dynamic level N D and bottomhole pressure P zab , thereby increasing (P PL - P zab ) and Q 1 , i.e. by the end of the upstroke the moment comes when Q 2 = 0, and Q 1 = Q H. This is the moment of stationarity of the regime (Fig. 3), but it is short-term, because the piston changes direction and the next half-cycle of the double stroke of the piston begins;

- при ходе поршня вниз Q1, остается тем же самым, т.к. (Рпл - Pзаб) и НД не изменились, только поток теперь направлен в межтрубье, вызывая увеличение НД, Рзаб и уменьшение (Рпл - Рзаб), т.е. снижая Q1, которое снова становится Q1<QH на величину ΔQH. Это уменьшение Q1 при ходе поршня вверх сразу же будет занята потоком Q2 и весь процесс повторится. При любом соотношении

Figure 00000003
и Q2n на входе в насос, начиная от положения на фигуре 3 и 4 до положения, когда Q1=QH уже на входе в насос, полупериод «вниз» начинается с Q1=QH и весь этот поток устремляется в межтрубье, увеличивая динамический уровень, за счет чего уменьшается Q1, создавая условия для Q2. Поэтому полупериод «вверх» начинается и продолжается до конца так, как представлено на фигурах 3 и 4.- when the piston moves down Q 1 , it remains the same, because (R pl - P zab ) and N D have not changed, only the flow is now directed into the annulus, causing an increase in N D , P zab and a decrease (R pl - P zab ), i.e. reducing Q 1 , which again becomes Q 1 <Q H by ΔQ H. This decrease in Q 1 during the upward stroke of the piston will immediately be occupied by the flow of Q 2 and the whole process will be repeated. At any ratio
Figure 00000003
and Q 2n at the inlet to the pump, starting from the position in FIGS. 3 and 4 to the position when Q 1 = Q H is already at the inlet of the pump, the half-period “down” begins with Q 1 = Q H and all this flow rushes into the annulus increasing the dynamic level, due to which Q 1 decreases, creating conditions for Q 2 . Therefore, the half-cycle "up" begins and continues to the end as shown in figures 3 and 4.

Наиболее достоверным моментом при контроле наземным влагомером обводненности в продукции скважины является временной участок, начиная с момента достижения режима квазистационарности, с учетом его продвижения по колонне НКТ непосредственно до прибора.The most reliable moment when monitoring the water cut in a well’s production with a ground moisture meter is the time period starting from the moment of reaching the quasistationary regime, taking into account its progress along the tubing string directly to the device.

Для постоянного отслеживания момента наступления режима квазистационарности необходима установка на приеме насоса непрерывно работающего глубинного манометра с достаточным разрешением, чтобы фиксировать не только давление на приеме насоса, но и колебания давления при ходе поршня насоса вверх и вниз. При этом амплитуда колебаний характеризует ту часть расхода QH, которая попадает в цилиндр насоса из межтрубья Q2n и которую нужно вычесть из измеренного нефтесодержания на поверхности, чтобы получить достоверное по отношению к пласту значение. Покажем расчет этой величины с учетом конструкции цилиндра и поршня ШГН в соответствии с фигурами 3 и 4:For constant monitoring of the moment of quasistationary regimen occurrence, it is necessary to install a continuously working depth gauge at the pump inlet with sufficient resolution to record not only the pressure at the pump intake, but also pressure fluctuations during the pump piston up and down. Moreover, the amplitude of oscillations characterizes that part of the flow rate Q H that enters the pump cylinder from the annulus Q 2n and which must be subtracted from the measured oil content on the surface in order to obtain a value reliable with respect to the formation. We show the calculation of this quantity, taking into account the design of the cylinder and piston of the SHGN in accordance with figures 3 and 4:

1. Исходим из заданной призводительности скважины, определяемой соответствующим значением скорости перемещения штанг (или числом двойных ходов поршня в минуту):1. We proceed from the given well productivity determined by the corresponding value of the rod moving speed (or the number of double piston strokes per minute):

Figure 00000004
Figure 00000004

где

Figure 00000005
- сечение цилиндра, V=k⋅n - скорость поршня, k - коэффициент пропорциональности, n - число двойных ходов поршня в минуту.Where
Figure 00000005
is the cylinder section, V = k⋅n is the piston speed, k is the proportionality coefficient, n is the number of double piston strokes per minute.

2. Время перемещения поршня в цилиндре:2. The time the piston moves in the cylinder:

Figure 00000006
Figure 00000006

где ХП - ход поршня (для выбранного насоса известен).where X P - piston stroke (known for the selected pump).

3. Объем жидкости в цилиндре:3. The volume of fluid in the cylinder:

Figure 00000007
Figure 00000007

Figure 00000008
Figure 00000008

Figure 00000009
Figure 00000009

Figure 00000010
Figure 00000010

Figure 00000011
Figure 00000011

где S1 - площадь поперечного сечения межтрубья.where S 1 is the cross-sectional area of the annulus.

В то же время объем W2=НД1⋅S1, где НД1 - приращение уровня в межтрубье от объема жидкости W2 (показано на фигуре 2).At the same time, the volume W 2 = N D1 ⋅ S 1 , where N D1 is the increment in the annulus of the volume of liquid W 2 (shown in figure 2).

4. С учетом линейного уменьшения Q2 от начала к концу цилиндра количество (объем) прошедшей из межтрубья в цилиндр нефти:4. Given the linear decrease in Q 2 from the beginning to the end of the cylinder, the amount (volume) of oil passed from the annulus to the cylinder:

Figure 00000012
Figure 00000012

Эту величину следует вычесть из результата измерения значения нефтесодержания наземными приборами, чтобы дополнительно повысить достоверность и точность контроля.This value should be subtracted from the measurement result of the oil content by ground-based devices in order to further increase the reliability and accuracy of the control.

Высокоточное определение наличия и степени содержания воды в продукции нефтяных скважин существенно в нефтяной промышленности при выборе оптимального режима работы скважины, что приводит к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, а значит к увеличению их нефтедобычи и, следовательно, к повышению рентабельности эксплуатации нефтяных скважин.Highly accurate determination of the presence and degree of water content in oil well products is essential in the oil industry when choosing the optimal well operating mode, which leads to an increase in the efficiency of oil field development, and therefore to an increase in their oil production and, consequently, in an increase in the profitability of oil well exploitation.

Claims (8)

Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, включающий установку глубинного манометра на уровне приема насоса, отличающийся тем, что на устье скважины устанавливают наземный влагомер непрерывного действия и его отсчеты берут только после достижения квазистационарного режима работы скважины и после того, как соответствующая режиму порция жидкости достигнет входа наземного влагомера, при этом показания глубинного манометра учитывают относительно равновесного состояния с амплитудой их колебания ±ΔР, где +ΔР - давление восстановления уровня в межтрубье скважины при ходе поршня насоса вниз, а -ΔP - давление откачки жидкости при снижении уровня в межтрубье при ходе поршня вверх, причем отсчет по нефтесодержанию уменьшают на величинуA method for increasing the reliability of water cut control for oil-producing wells equipped with sucker-rod pumps, including installing a deep manometer at the pump intake level, characterized in that a continuous surface hydrometer is installed at the wellhead and its readings are taken only after reaching the quasistationary mode of operation of the well and after how a portion of the liquid corresponding to the regime reaches the inlet of the ground moisture meter, while the readings of the depth gauge take into account the the equilibrium state with an amplitude of their fluctuations ± ΔР, where + ΔР is the pressure of restoration of the level in the annulus of the well during the pump piston down, and -ΔP is the pressure of pumping the liquid when the level is decreased in the annulus of the piston upward, and the oil content reading is reduced by
Figure 00000013
,
Figure 00000013
, где σ - процент уменьшения значения нефтесодержания; where σ is the percentage reduction in oil content; S1 - площадь поперечного сечения межтрубья;S 1 - the cross-sectional area of the annulus; g - ускорение свободного падения;     g is the acceleration of gravity; ρ Н - плотность нефти; ρ N - oil density; S ц - площадь сечения цилиндра насоса; S c - the cross-sectional area of the pump cylinder; Х П - ход поршня. X P - piston stroke.
RU2018106604A 2018-02-21 2018-02-21 Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps RU2700738C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018106604A RU2700738C1 (en) 2018-02-21 2018-02-21 Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018106604A RU2700738C1 (en) 2018-02-21 2018-02-21 Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2700738C1 true RU2700738C1 (en) 2019-09-19

Family

ID=67989732

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018106604A RU2700738C1 (en) 2018-02-21 2018-02-21 Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2700738C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112392461A (en) * 2020-12-09 2021-02-23 中国石油天然气股份有限公司 Method for rapidly calculating water content of mixed liquid in oil well shaft
RU2763190C1 (en) * 2021-04-21 2021-12-28 Акционерное общество «Нижегородский завод 70-летия Победы» Tool for measuring the height of the casing hanger

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5394339A (en) * 1992-03-30 1995-02-28 Paul-Munroe Hydraulics Inc. Apparatus for analyzing oil well production fluid
RU2340772C2 (en) * 2006-09-21 2008-12-10 Открытое акционерное общество "Нефтемаш" Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+"
RU2453689C1 (en) * 2011-09-06 2012-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2505676C2 (en) * 2012-04-06 2014-01-27 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит" Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx
RU2520251C1 (en) * 2013-06-17 2014-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for determination of product water cut in oil producing well
RU2637672C1 (en) * 2016-10-27 2017-12-06 Юрий Вениаминович Зейгман Method for determining water content of borehole oil

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5394339A (en) * 1992-03-30 1995-02-28 Paul-Munroe Hydraulics Inc. Apparatus for analyzing oil well production fluid
RU2340772C2 (en) * 2006-09-21 2008-12-10 Открытое акционерное общество "Нефтемаш" Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+"
RU2453689C1 (en) * 2011-09-06 2012-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2505676C2 (en) * 2012-04-06 2014-01-27 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит" Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx
RU2520251C1 (en) * 2013-06-17 2014-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for determination of product water cut in oil producing well
RU2637672C1 (en) * 2016-10-27 2017-12-06 Юрий Вениаминович Зейгман Method for determining water content of borehole oil

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112392461A (en) * 2020-12-09 2021-02-23 中国石油天然气股份有限公司 Method for rapidly calculating water content of mixed liquid in oil well shaft
CN112392461B (en) * 2020-12-09 2023-10-31 中国石油天然气股份有限公司 Method for rapidly calculating water content of mixed liquid in oil well shaft
RU2763190C1 (en) * 2021-04-21 2021-12-28 Акционерное общество «Нижегородский завод 70-летия Победы» Tool for measuring the height of the casing hanger

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9810212B2 (en) Fluid load line calculation and concavity test for downhole pump card
US6631762B2 (en) System and method for the production of oil from low volume wells
US5064349A (en) Method of monitoring and controlling a pumped well
US9200509B2 (en) System and method for measuring well flow rate
RU2610941C1 (en) Evaluation method of production watering in oil-producing well
US8322995B2 (en) Calculation of downhole pump fillage and control of pump based on said fillage
EP2963234B1 (en) Stress calculations for sucker rod pumping systems
US20150377006A1 (en) Stress calculations for sucker rod pumping systems
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2532488C1 (en) Method to optimise oil production
EA038439B1 (en) Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole
WO2020077469A1 (en) System and method for operating downhole pump
WO2021252071A1 (en) Methods of monitoring a geometric property of a hydraulic fracture within a subsurface region, wells that perform the methods, and storage media that direct computing devices to perform the methods
RU2539445C1 (en) Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump
EA034703B1 (en) Method for automatic measurement of deep well pump cylinder filling degree (factor)
EA025383B1 (en) Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation
RU2701673C1 (en) Device for determination of water content of well oil
RU2685379C1 (en) Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well
CA2717720C (en) Calculation of downhole pump fillage and control of pump based on said fillage
RU2676109C1 (en) Method for controlling moisture content in oil-drilling well products
RU2018644C1 (en) Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit
Topolnikov et al. To the question of modeling processes in oil-producing a well during short periodic operation by electric centrifugal pump installations
CN111898230B (en) Method and device for determining dimensionless characteristic curve of sucker-rod pump downhole system
RU127125U1 (en) INSTALLATION FOR EVALUATING THE VOLUME DEBIT OF PRODUCTS OF THE DEVELOPMENT OBJECT IN THE PRESENCE OF THE DYNAMIC LEVEL OF LIQUID IN A WELL
RU2608642C1 (en) Method of measuring well flow rate

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210222

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20220408