RU2804085C1 - Method for determining speed of sound in annulus of well - Google Patents
Method for determining speed of sound in annulus of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2804085C1 RU2804085C1 RU2023101539A RU2023101539A RU2804085C1 RU 2804085 C1 RU2804085 C1 RU 2804085C1 RU 2023101539 A RU2023101539 A RU 2023101539A RU 2023101539 A RU2023101539 A RU 2023101539A RU 2804085 C1 RU2804085 C1 RU 2804085C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- annulus
- pressure
- sound
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оценки скорости звука в затрубном пространстве.The present invention relates to the oil industry and can be used to estimate the speed of sound in the annulus.
Существует два подхода к определению скорости звука в затрубном пространстве: экспериментальный и теоретический. В каждом из подходов реализуются различные способы по оценке скорости звука в затрубном пространстве отличающиеся друг от друга.There are two approaches to determining the speed of sound in the annulus: experimental and theoretical. In each of the approaches, various methods are implemented for estimating the speed of sound in the annulus, differing from each other.
Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве с помощью уровнемеров по отражению сигнала от единичной неоднородности (репера) (Гауе П.О., Лавров В.В., Налимов Г.П., Семенчук В.Е. Определение скорости звука в газовой среде скважин диагностическим комплексом «СиамМастер 2С» // Нефтяное хозяйство, -2001, - №10. - С. 76-78). Способ включает следующие этапы. Если в скважине отсутствуют неоднородности (нет пакера, диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) одинаковый и т.д.), то опускается репер на заданную глубину, играющий роль отражающей границы. Если в скважине имеется неоднородность (есть пакер, расширение НКТ), то в качестве репера задается данная неоднородность, причем необходимо знать ее глубину нахождения. Далее создается акустический сигнал, который отражается от репера и возвращается обратно в прибор. По заданной глубине и измеренному времени определяется скорость звука в газе. Недостатком данного способа является невозможность определения скорости звука в некоторых скважинах, ввиду либо отсутствия в них репера, либо скрытия репера под уровнем жидкости или пены. Также невысокая точность определения скорости звука данным способом возникает из-за того, что в некоторых случаях реперы устанавливают близко к устью скважины и определяется скорость звука газа в верхней части межтрубного пространства, хотя ее среднее значение в межтрубном пространстве, как правило, больше, а величина существенно меняется по глубине.There is an experimental method for determining the speed of sound in the annulus using level gauges based on the reflection of a signal from a single inhomogeneity (reference point) (Gaue P.O., Lavrov V.V., Nalimov G.P., Semenchuk V.E. Determination of the speed of sound in a gas environment of wells with the diagnostic complex “SiamMaster 2C” // Oil Industry, -2001, - No. 10. - P. 76-78). The method includes the following steps. If there are no heterogeneities in the well (no packer, the diameter of the tubing is the same, etc.), then the benchmark is lowered to a given depth, playing the role of a reflecting boundary. If there is heterogeneity in the well (there is a packer, tubing extension), then this heterogeneity is set as a reference, and it is necessary to know its depth. Next, an acoustic signal is created, which is reflected from the reference point and returned back to the device. Based on the given depth and measured time, the speed of sound in the gas is determined. The disadvantage of this method is the impossibility of determining the speed of sound in some wells, due to either the absence of a reference point in them, or the hiding of the reference point under the level of liquid or foam. Also, the low accuracy of determining the speed of sound by this method arises due to the fact that in some cases benchmarks are installed close to the wellhead and the sound speed of gas in the upper part of the annulus is determined, although its average value in the annulus is usually greater, and the value varies significantly with depth.
Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве с помощью газового акустического резонатора (Фархуллин Р.Г. и др. Скорость звука в газе межтрубного пространства скважин // Нефтяное хозяйство, - 2000, - №7. - С. 55-58). Способ включает следующие этапы. Производится отбор газа из устья затрубного пространства в емкость прибора, в котором по торцам расположены акустические датчики. Посылается сигнал от первого датчика ко второму и замеряется время приема сигнала. По известному расстоянию между датчиками и временем приема сигнала определяется скорость звука в газе. Недостатком данного способа является низкая точность определения скорости звука ввиду отличного от затрубного пространства давления и температуры, которые существенно влияют на скорость звука, а также отбор газа на устье скважины, который не может характеризовать весь газ в межтрубном пространстве из-за существенно меньшего объема пробы по сравнению с объемом газа в межтрубном пространстве скважины.There is an experimental method for determining the speed of sound in the annulus using a gas acoustic resonator (Farkhullin R.G. et al. Speed of sound in the gas of the annulus of wells // Oil Industry, - 2000, - No. 7. - P. 55-58). The method includes the following steps. Gas is taken from the mouth of the annulus into the container of the device, in which acoustic sensors are located at the ends. A signal is sent from the first sensor to the second and the time it takes to receive the signal is measured. Based on the known distance between the sensors and the time of signal reception, the speed of sound in the gas is determined. The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the speed of sound due to pressure and temperature different from the annulus, which significantly affect the speed of sound, as well as gas sampling at the wellhead, which cannot characterize all the gas in the annulus due to the significantly smaller sample volume according to compared with the volume of gas in the annulus of the well.
Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве с помощью волномера и шланга высокого давления (Смирнов А.В. Волнометрический метод измерения уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин с адаптацией к параметрам затрубного пространства: специальность 05.11.13 «Приборы и методы контроля природной среды, вещества, материалов и изделий / Смирнов Алексей Владимирович; Казанский государственный технический университет им. А. Н. Туполева. - Йошкар-Ола, 2009. - 139 с. - Библиогр.: с. 23-24.). Способ включает следующие этапы. На волномер дополнительно присоединяют шланг высокого давления известной длины с запорным устройством на конце. Далее открывается запорное устройство и заменяется воздух в шланге затрубным газом. Закрывается запорное устройство и с помощью волномера возбуждают акустические волны в шланге для формирования в нем затухающих стоячих волн, причем на длину шланга необходимо уложить половину длины волны, период которой определяется скоростью распространения звуковой волны. По известному периоду звуковой волны и длины шланга определяется скорость звука в газе.There is an experimental method for determining the speed of sound in the annular space using a wave meter and a high-pressure hose (Smirnov A.V. Wave-metric method for measuring the level of annular fluid in oil production wells with adaptation to the parameters of the annular space: specialty 05.11.13 “Instruments and methods for monitoring the natural environment, substances , materials and products / Alexey Vladimirovich Smirnov; Kazan State Technical University named after A. N. Tupolev. - Yoshkar-Ola, 2009. - 139 pp. - Bibliography: pp. 23-24.). The method includes the following steps. A high-pressure hose of known length with a locking device at the end is additionally attached to the wave meter. Next, the shut-off device opens and the air in the hose is replaced with annular gas. The shut-off device is closed and, using a wave meter, acoustic waves are excited in the hose to form damped standing waves in it, and half the wavelength must be placed on the length of the hose, the period of which is determined by the speed of propagation of the sound wave. Based on the known period of the sound wave and the length of the hose, the speed of sound in the gas is determined.
Недостатком данного способа является низкая точность определения скорости звука, поскольку отбор газа проводится на устье скважины, который не характеризует весь газ в межтрубном пространстве. Также недостатком данного способа является низкая оперативность и высокая стоимость исследований.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the speed of sound, since gas is sampled at the wellhead, which does not characterize all the gas in the annulus. Also, the disadvantage of this method is the low efficiency and high cost of research.
Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве методом эхолокации муфт (Патент РФ №2199005 С1, опуб. 20.02.2003). Способ включает следующие этапы. Прибор измеряет эхосигнал в затрубном пространстве скважины. Программное обеспечение прибора анализирует эхосигнал и выделяет на нем отражения от муфт и оценивает между ними временные промежутки. По известным длинам НКТ вычисляется распределение скорости звука и определяется средняя скорость в затрубном пространстве скважины.There is an experimental method for determining the speed of sound in the annulus using the method of echolocation of couplings (RF Patent No. 2199005 C1, publ. 02/20/2003). The method includes the following steps. The device measures the echo signal in the annulus of the well. The device software analyzes the echo signal and selects reflections from the couplings and estimates the time intervals between them. Using known tubing lengths, the distribution of sound speed is calculated and the average speed in the annulus of the well is determined.
Недостатком данного способа является большая погрешность определения скорости звука из-за низкого качества полученных данных (зашумленность) ввиду разной длины между муфтами НКТ, невысокого радиуса исследования при определении средней величины скорости, где значение скорости звука может, как в предыдущих случаях, отличаться от среднего значения скорости в межтрубном пространстве.The disadvantage of this method is the large error in determining the speed of sound due to the low quality of the data obtained (noise) due to the different lengths between the tubing couplings, the small radius of study when determining the average value of the speed, where the value of the speed of sound may, as in previous cases, differ from the average value speed in the annulus.
Известен экспериментальный способ определения скорости звука в затрубном пространстве методом акустического сигнала (Патент РФ №2447280 С1, опуб. 10.04.2012). Способ включает следующие этапы. Для начала формируют импульсный акустический сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве. Далее принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал и преобразуют его в электрический сигнал. Оценивается время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Затем электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы. По построенному графическому изображению определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. И наконец, определяется скорость звука как удвоенное произведение значения частоты на расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы.There is an experimental method for determining the speed of sound in the annulus using the acoustic signal method (RF Patent No. 2447280 C1, publ. 04/10/2012). The method includes the following steps. To begin with, a pulsed acoustic signal is generated at the wellhead in the annulus. Next, the acoustic echo signal reflected from the liquid is received and converted into an electrical signal. The travel time of the acoustic signal from the wellhead to the liquid level, the position of areas with increased and decreased acoustic gas density, changes in the sound speed distribution and the position of abnormal spatial inhomogeneities are estimated. The electrical signal is then subjected to analog-to-digital conversion, and the digitized signal is subjected to Fourier transform at each current section of the echogram. Based on the constructed graphic image, the frequency values at which the spectrum module has the maximum value at a given time position of the echogram section are determined. And finally, the speed of sound is determined as twice the product of the frequency value and the distance between adjacent standard inhomogeneities at a given time position of the echogram section.
Недостатком данного способа является его невысокая точность ввиду искажения и потери сигналов для глубин более 1500 м.The disadvantage of this method is its low accuracy due to distortion and loss of signals for depths of more than 1500 m.
Известен теоретический способ определения скорости звука в затрубном пространстве, основанный на классическом законе распространения звуковой волны в идеальном газе (Ландау Л., Лившиц Е.М. Теоретическая физика. Гидродинамика: ФИЗМАТЛИТ. - Москва, 2001. - С.349-432). Способ предполагает по заданному компонентному составу газа определение средней температуры Т вдоль ствола скважины, молярной массы Ми показателя адиабаты у затрубного газа. По формуле (1):There is a known theoretical method for determining the speed of sound in the annulus, based on the classical law of propagation of sound waves in an ideal gas (Landau L., Livshits E.M. Theoretical physics. Hydrodynamics: FIZMATLIT. - Moscow, 2001. - P.349-432). The method involves determining, from a given gas component composition, the average temperature T along the wellbore, the molar mass and the adiabatic index of the annular gas. According to formula (1):
определяется скорость звука и в газе. Однако авторами работы (Махота Н.А., Давлетбаев А.Я., Бикбулатова Г.Р., Сергейчев А.В., Ямалов И.Р. Повышение точности определения забойного давления методом эхометрирования // Нефтяное хозяйство. - 2014. - С. 48-50.) показано, вследствие изменения фазового состояния газовой смеси в затрубном пространстве, геометрического градиента по длине и абсолютного значения давления в затрубе скважин, скорость звука по стволу скважин непостоянна и изменяется по стволу скважины в зависимости от термобарических условий и компонентного состава газа.The speed of sound in gas is also determined. However, the authors of the work (Makhota N.A., Davletbaev A.Ya., Bikbulatova G.R., Sergeychev A.V., Yamalov I.R. Increasing the accuracy of determining bottomhole pressure by echometry // Oil Industry. - 2014. - C 48-50.) it is shown that due to changes in the phase state of the gas mixture in the annulus, the geometric gradient along the length and the absolute value of pressure in the well annulus, the speed of sound along the wellbore is not constant and varies along the wellbore depending on thermobaric conditions and the composition of the gas .
Недостатком данного способа является невозможность определения скорости звука при отсутствии данных компонентного состава газа, а при их наличии низкая точность, поскольку состав затрубного газа неоднороден и изменяется в зависимости от глубины. Также формула (1) выведена для идеального газа, когда как поведение затрубного газа представляет собой реальный газ.The disadvantage of this method is the impossibility of determining the speed of sound in the absence of data on the gas component composition, and if available, low accuracy, since the composition of the annular gas is heterogeneous and varies depending on the depth. Also, formula (1) is derived for an ideal gas, when the behavior of the annular gas represents a real gas.
Известен теоретический способ определения скорости звука для совершенного газа с учетом диссипации энергии и теплопроводности (Воронков С.С.Зависимость скорости звука в потоке вязкого газа от различных факторов. Сборник трудов XVI сессии Российского акустического общества // М: ГЕОС. - 2005. - Т. 1. - с. 262-265). Способ включает расчет скорости звука по формуле (2):There is a known theoretical method for determining the speed of sound for a perfect gas, taking into account energy dissipation and thermal conductivity (Voronkov S.S. Dependence of the speed of sound in a viscous gas flow on various factors. Collection of proceedings of the XVI session of the Russian Acoustic Society // M: GEOS. - 2005. - T 1. - pp. 262-265). The method involves calculating the speed of sound using formula (2):
где υ0 - адиабатное и изоэнтропное значение скорости звука, Ф - функция, учитывающая диссипацию энергии и теплообмен; Т - температура газа; V - вектор скорости газа с проекциями u, v, w на оси декартовой системы координат х, у, z соответственно; X - коэффициент теплопроводности; μ - коэффициент динамической вязкости газа; t - время, р и ρ - давление и плотность газа.where υ 0 is the adiabatic and isentropic value of the speed of sound, Ф is a function that takes into account energy dissipation and heat transfer; T - gas temperature; V is the gas velocity vector with projections u, v, w on the axes of the Cartesian coordinate system x, y, z, respectively; X - thermal conductivity coefficient; μ - coefficient of dynamic viscosity of gas; t - time, p and ρ - gas pressure and density.
Недостатком данного способа является невысокая точность ввиду того, что формула (2) выводится для совершенного газа. Это неприемлемо для скважин с динамическим уровнем более 1000 м, т.к. необходимо использовать реальный газ, в т.ч. учитывать фазовые переходы.The disadvantage of this method is its low accuracy due to the fact that formula (2) is derived for a perfect gas. This is unacceptable for wells with a dynamic level of more than 1000 m, because it is necessary to use real gas, incl. take into account phase transitions.
Известен теоретический способ определения скорости звука в затрубном пространстве, основанный на классическом законе распространения звуковой волны в реальном газе (Учет коэффициента сепарации и скорости звука в затрубном пространстве при расчете забойного давления / А.С. Маргарит, И.А. Жданов, А.П. Рощектаев, Р.А. Гималетдинов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №12. - С. 62-65.). Способ включает расчет скорости звука υ по формуле (3):There is a known theoretical method for determining the speed of sound in the annulus, based on the classical law of propagation of sound waves in real gas (Taking into account the separation coefficient and sound speed in the annulus when calculating bottomhole pressure / A.S. Margarit, I.A. Zhdanov, A.P. Roshchektaev, R.A. Gimaletdinov // Oil industry. - 2012. - No. 12. - P. 62-65.). The method involves calculating the speed of sound υ using formula (3):
где производную определяют из уравнения Пенга - Роббинсона для реальногоwhere is the derivative determined from the Peng-Robbinson equation for real
газа, ср - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, сV - удельная теплоемкость газа при постоянном объеме. Компонентный состав газа определяют из полученных корреляционных зависимостей между компонентами газа и его относительной плотности. Недостатком данного способа является невысокая точность определения скорости звука ввиду применения корреляционных зависимостей для оценки компонентного состава затрубного газа, который еще меняется с высотой, а также осреднения некоторых параметров путем определения среднего арифметического с весовыми коэффициентами по мольным долям.gas, c p is the specific heat capacity of gas at constant pressure, c V is the specific heat capacity of gas at constant volume. The component composition of the gas is determined from the obtained correlations between the components of the gas and its relative density. The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the speed of sound due to the use of correlation dependencies to estimate the component composition of the annular gas, which also changes with height, as well as averaging of some parameters by determining the arithmetic mean with weighting coefficients by mole fractions.
Задачей изобретения является разработка способа определения скорости звука в затрубном пространстве скважины, в котором устранены недостатки аналогов.The objective of the invention is to develop a method for determining the speed of sound in the annulus of a well, which eliminates the disadvantages of analogues.
Техническим результатом изобретения является повышение точности определения скорости звука в затрубном пространстве скважины при отсутствии данных по составу газа и без проведения промысловых измерений скорости звука.The technical result of the invention is to increase the accuracy of determining the speed of sound in the annulus of a well in the absence of data on the composition of the gas and without carrying out field measurements of the speed of sound.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения скорости звука в затрубном пространстве скважины проводят отбор проб нефти из скважины; проводят измерение по определению времени отклика сигнала от границы газонефтяного контакта (ГНК); определяют PVT-свойства пластовой нефти: мольные доли компонент пластовой нефти по результатам хроматографии, газосодержание, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении, плотность нефти и газа в стандартных условиях по результатам однократного разгазирования, давление насыщения, плотность и коэффициент сжимаемости пластовой нефти по результатам контактного разгазирования и молярную массу тяжелой фракции нефти; проводят регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга - Робинсона (Michelsen М. L. Multiphase isenthalpic and isentropic flash algorithms // Fluid phase equilibria. - 1987. - №33. - p. 13-27) определяют среднюю температуру и среднее давление затрубного газа; определяют компонентный состав затрубного газа, используя алгоритм равновесной вспышки; определяют молярную массу газа, теплоемкости газа при постоянном давлении и при постоянном объеме; определяют скорость звука в затрубном пространстве скважины в начальном приближении по формуле (4):This technical result is achieved by the fact that in the method for determining the speed of sound in the annulus of a well, oil samples are taken from the well; carry out measurements to determine the response time of the signal from the gas-oil contact (GOC) boundary; determine the PVT properties of reservoir oil: mole fractions of reservoir oil components based on chromatography results, gas content, volumetric coefficient of oil at reservoir pressure, density of oil and gas under standard conditions based on the results of a single degassing, saturation pressure, density and compressibility coefficient of reservoir oil based on the results of contact degassing and molar mass of the heavy fraction of oil; carry out regression analysis to set up the Peng-Robinson equation of state (Michelsen M. L. Multiphase isenthalpic and isentropic flash algorithms // Fluid phase equilibria. - 1987. - No. 33. - p. 13-27) determine the average temperature and average pressure of the annular gas ; determine the component composition of the annulus gas using the equilibrium flash algorithm; determine the molar mass of the gas, the heat capacity of the gas at constant pressure and at constant volume; determine the speed of sound in the annulus of the well in the initial approximation using formula (4):
где производную определяют из уравнения Пенга - Роббинсона для реального газа, c р - удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, c v - удельная теплоемкость газа при постоянном объёме; далее определяют примерное значение динамического уровня по формуле (5):where is the derivative determined from the Peng-Robbinson equation for real gas, c p - specific heat capacity of gas at constant pressure, c v - specific heat capacity of gas at constant volume; Next, determine the approximate value of the dynamic level using formula (5):
где υCp - средняя скорость звука в начальном приближении, определенная на предыдущем этапе способа, τоткл - время отклика акустического сигнала; рассчитывают среднее давление затрубного газа р cp по формуле (6): where υ Cp is the average speed of sound in the initial approximation, determined at the previous stage of the method, τ off is the response time of the acoustic signal; calculate the average pressure of the annulus gas p cp using formula (6):
где русть - давление на устье скважины затрубного пространства, R - универсальная газовая постоянная; tcp - средняя температура затрубного газа; Mg - молярная масса затрубного газа, g - ускорение свободного падения, Ндин - динамический уровень, и если полученное значение среднего давления отличается от предыдущего значения, то заново выполняют алгоритм равновесной вспышки с новым значением среднего давления газа до тех пор, пока новое значение и предыдущее не совпадут с точностью 0,001 бар; определяют давление и температуру газа в точке ГНК; разбивают затрубное пространство на множество X равноудаленных точек; в каждой точке затрубного пространства определяют температуру и давление газа; в каждой точке проводят алгоритм равновесной вспышки для компонентного состава газа, рассчитанного в предыдущей точке затрубного пространства; определяют в каждой точке компонентный состав затрубного газа, молярную массу, теплоемкости при постоянном давлении и при постоянном объеме, производную давления от плотности при постоянной температуре; рассчитывают скорость звука в каждой точке; определяют среднее значение скорости звука иСр по всему затрубному пространству по формуле (7):where r mouth is the pressure at the wellhead of the annulus, R is the universal gas constant; t cp - average temperature of the annulus gas; M g is the molar mass of the annular gas, g is the acceleration of free fall, N din is the dynamic level, and if the obtained value of the average pressure differs from the previous value, then the equilibrium flash algorithm is re-executed with a new value of the average gas pressure until the new value and the previous one will not coincide with an accuracy of 0.001 bar; determine the pressure and temperature of the gas at the GNK point; the annulus is divided into a set of X equidistant points; at each point in the annulus the gas temperature and pressure are determined; at each point, an equilibrium flash algorithm is carried out for the gas component composition calculated at the previous point in the annulus; determine at each point the component composition of the annular gas, molar mass, heat capacity at constant pressure and at constant volume, the derivative of pressure from density at constant temperature; calculate the speed of sound at each point; determine the average value of sound speed and C p throughout the entire annulus using formula (7):
где υ0 - скорость звука в точке ГНК, υX-1 - скорость звука на устье, υi - скорость звука в i-й точке.where υ 0 is the speed of sound at the GNK point, υ X-1 is the speed of sound at the mouth, υ i is the speed of sound at the i-th point.
При этом в качестве PVT-свойств нефти используют ранее определенные PVT-свойства нефти из данной скважины.In this case, previously determined PVT properties of oil from a given well are used as PVT properties of oil.
При этом в качестве PVT-свойств нефти используют PVT-свойства нефти из скважин ближайшего окружения.In this case, PVT properties of oil from nearby wells are used as PVT properties of oil.
При этом в качестве PVT-свойств нефти используют PVT-свойства нефти группы пластов рассматриваемого месторождения.In this case, the PVT properties of oil from a group of formations of the field under consideration are used as PVT properties of oil.
При этом в качестве PVT-свойств нефти дополнительно используют газосодержание, объемный коэффициент нефти, плотность нефти, z-фактор и объемный коэффициент газа, определяемые по результатам дифференциального разгазирования.In this case, gas content, oil volumetric coefficient, oil density, z -factor and gas volumetric coefficient, determined from the results of differential degassing, are additionally used as PVT properties of oil.
При этом в качестве примерного значения динамического уровня, используют значения динамического уровня, определяемый по данным технического режима работы скважины.In this case, as an approximate value of the dynamic level, the values of the dynamic level are used, determined according to the technical operating conditions of the well.
Предлагаемое изобретение осуществляется следующим образом.The present invention is carried out as follows.
1. В исследуемой скважине проводят отбор проб нефти.1. Oil samples are taken from the test well.
2. Проводят измерение эхограммы в скважине, по которой определяют время отклика Тоткл сигнала.2. Measurement of the echogram in the well is carried out, from which the response time of the signal is determined.
3. Отобранные пробы направляют в лабораторию для определения PVT-свойств нефти по результатам хроматографии, однократного и контактного разгазирований. По результатам хроматографии определяют мольные доли компонент пластовой нефти z i . По результатам однократного разгазирования определяют газосодержание R s , объемный коэффициент при пластовом давлении В0, плотность нефти ρ cen и газа ρ г в стандартных условиях. По результатам контактного разгазирования определяют давление насыщения p нас , плотность ρ пл и коэффициент сжимаемости пластовой нефти с 0 .3. Selected samples are sent to the laboratory to determine the PVT properties of oil based on the results of chromatography, single and contact degassing. Based on the chromatography results, the mole fractions of formation oil components z i are determined. Based on the results of a single degassing, the gas content R s , the volumetric coefficient at reservoir pressure B 0 , the density of oil ρ cen and gas density ρ g are determined under standard conditions. Based on the results of contact degassing, the saturation pressure p us , the density ρ pl and the compressibility coefficient of reservoir oil c 0 are determined.
4. По полученному компонентному составу нефти определяют молярную массу тяжелой фракции пластовой нефти по формуле:4. Based on the obtained component composition of oil, the molar mass of the heavy fraction of reservoir oil is determined using the formula:
где М - молярная масса пластовой нефти, Mi - молярная масса i-й компоненты, N - число компонент, zi - мольная доля i-й компоненты.where M is the molar mass of reservoir oil, Mi is the molar mass of the i-th component, N is the number of components, z i is the mole fraction of the i-th component.
5. Проводят регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга - Робинсона:5. Regression analysis is carried out to set up the Peng-Robinson equation of state:
где р - давление, R - универсальная газовая постоянная, Vm - молярный объем, Т - температура. Параметры а, b, с определяются так, что с помощью уравнения состояния получают результаты, которые дают минимальное рассогласование с результатами лабораторных исследований.where p is pressure, R is the universal gas constant, V m is molar volume, T is temperature. Parameters a, b, c are determined in such a way that, using the equation of state, results are obtained that give minimal discrepancy with the results of laboratory studies.
5.1. Для определения параметров а, b, с изначально проводят подбор коэффициента бинарного взаимодействия между метаном и тяжелой фракцией, чтобы теоретическое значение давления насыщения совпадало с результатом лабораторных экспериментов.5.1. To determine parameters a, b, c, the coefficient of binary interaction between methane and the heavy fraction is initially selected so that the theoretical value of the saturation pressure coincides with the result of laboratory experiments.
5.2. Изменяя критическую температуру, критическое давление, ацентрический фактор и параметр с (поправка Пенелу) компонентов нефти добиваются минимального рассогласование результатов однократного, контактного и дифференциального разгазирования с теоретическими значениями, полученными с помощью формулы (9).5.2. By changing the critical temperature, critical pressure, acentric factor and parameter c (Penelou correction) of oil components, we achieve a minimum discrepancy between the results of single, contact and differential degassing with the theoretical values obtained using formula (9).
5.3. Уравнение состояние считается успешно настроенным, если отклонение теоретических результатов от лабораторных не превышают следующих значений: давление насыщения - не более 0,5%, газосодержание, плотность пластовой нефти, плотность дегазированной нефти - не более 3%, остальные параметры - не более 5%. В случае невыполнения данных условий проводится повторный регрессионный анализ, начиная с п. 5.1.5.3. The equation of state is considered successfully adjusted if the deviation of the theoretical results from the laboratory ones does not exceed the following values: saturation pressure - no more than 0.5%, gas content, density of reservoir oil, density of degassed oil - no more than 3%, other parameters - no more than 5%. If these conditions are not met, a repeated regression analysis is carried out, starting from clause 5.1.
6. Рассчитывают среднюю температуру затрубного газа по формуле (10):6. Calculate the average temperature of the annulus gas using formula (10):
где tусть - температура газа на устье скважины затрубного пространства, tпл - температура пласта.where t est is the gas temperature at the wellhead of the annulus, t pl is the formation temperature.
7. Среднее давление затрубного газа принимают равным устьевому рср=русть. 7. The average pressure of the annular gas is assumed to be equal to the wellhead pressure p av = p mouth.
8. Выполняют алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти для средних значений термобарических условий (ТБУ) затрубного пространства с целью определения компонентного состава затрубного газа. Если образовалось две фазы - жидкая и газовая, свойства определяются только по газовой фазе. В полученном газе определяют теплоемкости при постоянном давлении и объеме по известным формулам [Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002. - 575 с.], молярную массу затрубного газа, а также производную давления по плотности при постоянной температуре определяют по формуле (11):8. An equilibrium flash algorithm of reservoir oil is performed for average values of thermobaric conditions (TBC) of the annulus in order to determine the component composition of the annulus gas. If two phases have formed - liquid and gas, the properties are determined only from the gas phase. In the resulting gas, the heat capacity is determined at constant pressure and volume using known formulas [Brusilovsky A.I. Phase transformations during the development of oil and gas fields. - M.: “Grail”, 2002. - 575 p.], the molar mass of the annular gas, as well as the derivative of pressure with respect to density at a constant temperature, is determined by formula (11):
где Т=tср+273,15 средняя температура затрубного газа, - плотность затрубного газа, Vm - молярный объем, определяемый из уравнения (7) при условии p=pср.where T=t av +273.15 average temperature of the annulus gas, - density of the annular gas, V m - molar volume determined from equation (7) under the condition p=p avg .
9. По формуле (4) определяют среднюю скорость звука в начальном приближении.9. Using formula (4), the average speed of sound is determined in the initial approximation.
10. Определяют примерный динамический уровень по формуле (5):10. Determine the approximate dynamic level using formula (5):
11. Рассчитывают среднее давление затрубного газа по формуле (6):11. Calculate the average pressure of the casing gas using formula (6):
12. Повторяют действия, описанные пп. 8-11, до тех пор, пока абсолютная разность между текущим средним давлением и предыдущим будет меньше 0,001 бар.12. Repeat the steps described in paragraphs. 8-11, until the absolute difference between the current average pressure and the previous one is less than 0.001 bar.
13. Определяют давление газа в точке ГНК по формуле (12):13. Determine the gas pressure at the GNK point using formula (12):
где температуру газа в точке ГНК принимают равной пластовой tГНК=tпл.where the gas temperature at the GOC point is taken equal to the formation t GOC =t pl .
14. Все затрубное пространство разбивают на множество X точек расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга, равном где будут определяться скорости звука, причем начальная точка - граница ГНК, конечная точка - устье затрубного пространства.14. The entire annulus is divided into a set of X points located at the same distance from each other, equal where the speed of sound will be determined, with the starting point being the boundary of the GOC, and the end point being the mouth of the annulus.
15. Рассчитывают температуру газа в каждой точке затрубного пространства по формуле (13):15. Calculate the gas temperature at each point of the annulus using formula (13):
16. Рассчитывают давление pi, в каждой точке затрубного пространства по формуле (14):16. Calculate the pressure p i at each point of the annulus using formula (14):
17. Выполняют алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти для значений ТБУ затрубного пространства в начальной точке (точка ГНК). Определяют мольные доли компонентного состава затрубного газа, его молярную массу Mg, теплоемкости при постоянном давлении и объеме по известным формулам, а также производную давления по плотности при постоянной температуре по формуле (11), где 17. Perform an algorithm for the equilibrium flash of reservoir oil for the values of the annulus TBU at the initial point (GOC point). The mole fractions of the component composition of the annular gas, its molar mass Mg , heat capacity at constant pressure and volume are determined using known formulas, as well as the derivative of pressure with respect to density at constant temperature using formula (11), where
18. Повторяют действия по п. 17 для всех точек затрубного пространства, а именно последовательно выполняют алгоритм равновесной вспышки для затрубного газа, полученного в предыдущей точке для значений ТБУ затрубного пространства в текущей точке, до тех пор, пока не будут определены свойства газа в конечной точке, т.е. на устье скважины.18. Repeat steps according to paragraph 17 for all points of the annulus, namely, sequentially perform the equilibrium flash algorithm for the annulus gas obtained at the previous point for the values of the annulus TBU at the current point, until the properties of the gas at the final point are determined point, i.e. at the wellhead.
19. Определяют скорость звука в каждой точке затрубного пространства по формуле (4).19. Determine the speed of sound at each point of the annulus using formula (4).
20. Рассчитывают среднее значение скорости звука υср по формуле (7):20. Calculate the average value of the speed of sound υ sr using formula (7):
Для получения более достоверных результатов по определению скорости звука в затрубном пространстве используют PVT-свойства нефти, полученные в результате дифференциального разгазирования: газосодержание Rsd, объемный коэффициент нефти Bod, плотность нефти р, z-фактор и объемный коэффициент газа Bgd.To obtain more reliable results for determining the speed of sound in the annulus, the PVT properties of oil obtained as a result of differential degassing are used: gas content R sd , oil volumetric coefficient Bod , oil density p, z-factor and gas volumetric coefficient B gd .
Данный способ определения скорости звука в затрубном пространстве можно применять при следующих условиях:This method of determining the speed of sound in the annulus can be used under the following conditions:
1. Не проведены отборы проб нефти в данной скважине.1. Oil samples were not taken in this well.
В этом случае используют данные пробы, отобранной ранее на исследуемой скважине, либо на соседней скважине. В случае отсутствия проб используют PVT-свойства, принятые для текущего пласта или группы пластов.In this case, data from a sample taken earlier at the well under study or at an adjacent well are used. In the absence of samples, the PVT properties adopted for the current formation or group of formations are used.
2. В качестве примерного значения динамического уровня используют значения динамического уровня по данным технического режима работы скважины и пп. 5, 10 пропускают. Если данные технического режима работы скважины отсутствуют, то давление во всех точках затрубного пространства принимают равным устьевому.2. As an approximate value of the dynamic level, use the values of the dynamic level according to the technical operating conditions of the well and paragraphs. 5, 10 are missed. If there is no data on the technical operating conditions of the well, then the pressure at all points in the annulus is assumed to be equal to the wellhead.
3. Не измерено (не задано) устьевое давление.3. Wellhead pressure is not measured (not specified).
В этом случае устьевое давление принимают равным 15 бар, как среднее значение устьевого давления, измеренного по более 300 скважинам.In this case, the wellhead pressure is taken to be 15 bar, as the average value of the wellhead pressure measured over more than 300 wells.
4. Не измерена (не задана) устьевая температура.4. The wellhead temperature was not measured (not set).
В этом случае устьевую температуру принимают равной 20°С, либо равной среднегодовой температуре воздуха в данном регионе. - Пример конкретного выполнения.In this case, the wellhead temperature is taken equal to 20°C, or equal to the average annual air temperature in a given region. - An example of a specific implementation.
Практическая реализация предлагаемого способа рассмотрена на промысловых данных по более 100 скважинам, расположенным в трех регионах, где имелись данные по PVT-свойствам нефти, в которых скорость звука была определена методом эхолокации.The practical implementation of the proposed method was examined using field data from more than 100 wells located in three regions where there was data on the PVT properties of oil, in which the speed of sound was determined by echolocation.
Рассмотрим пример расчета скорости звука по предлагаемому способу на скважине «ХХХ3» месторождения «Б2», региона «Ю». Пластовая температура tпл=78°С, пластовое давление рпл=243 бар, затрубное давление на устье скважины русть=22,8 бар, затрубная температура на устье скважины tусть=12°С.Let's consider an example of calculating the speed of sound using the proposed method at the "XXX3" well of the "B2" field, region "Yu". Reservoir temperature tpl =78°C, reservoir pressure ppl =243 bar, annular pressure at the wellhead rust =22.8 bar, annular temperature at the wellhead tust =12°C.
1. В скважине «ХХХ3» месторождения «Б2» провели отбор проб нефти.1. Oil samples were taken in well “ХХХ3” of field “B2”.
2. Отобранные пробы направили в лабораторию. По результатам хроматографии определили мольные доли компонент пластовой нефти, которые представлены в таблице 1.2. The collected samples were sent to the laboratory. Based on the chromatography results, the mole fractions of formation oil components were determined, which are presented in Table 1.
Определили молярную массу пластовой нефти М=160 г/моль. По результатам однократного разгазирования определили: газосодержание Rs=46,4 м3/м3, объемный коэффициент нефти при пластовом давлении В0=1,091, плотность нефти в стандартных условиях рСеп=0,8689 г/см3, плотность газа в стандартных условиях ρг=0,936 кг/м3. По результатам контактного разгазирования определили: давление насыщения рнас=84,8 бар, плотность пластовой нефти рпл=0,8269 г/см3, коэффициент сжимаемости пластовой нефти Со=0,0011 1/МПа. По результатам дифференциального разгазирования определили: газосодержание, объемный коэффициент нефти, плотность нефти, z-фактор и объемный коэффициент газа для 8 ступеней разгазирования. Данные лабораторных исследований представлены в таблице 2.The molar mass of reservoir oil was determined to be M = 160 g/mol. Based on the results of a single degassing, the following was determined: gas content Rs = 46.4 m 3 / m 3 , oil volumetric coefficient at reservoir pressure B 0 = 1.091, oil density under standard conditions p C ep = 0.8689 g/cm 3 , gas density under standard conditions conditions ρ g =0.936 kg/m 3 . Based on the results of contact degassing, we determined: saturation pressure p us = 84.8 bar, formation oil density p pl = 0.8269 g/cm 3 , formation oil compressibility coefficient Co = 0.0011 1/MPa. Based on the results of differential degassing, the following were determined: gas content, oil volumetric coefficient, oil density, z-factor and gas volumetric coefficient for 8 degassing stages. Laboratory data are presented in Table 2.
3. По формуле (8) определили молярную массу тяжелой фракции нефти используя компонентный состав Мс=237,67 г/моль.3. Using formula (8), the molar mass of the heavy oil fraction was determined using the component composition M c = 237.67 g/mol.
4. Провели регрессионный анализ по настройке уравнения состояния Пенга -Робинсона.4. Conducted regression analysis to set up the Peng-Robinson equation of state.
4.1. Подобрали коэффициент бинарного взаимодействия между метаном и тяжелой фракцией так, что теоретическое значение давления насыщения практически совпадало с результатом лабораторных экспериментов.4.1. We selected the coefficient of binary interaction between methane and the heavy fraction so that the theoretical value of the saturation pressure practically coincided with the result of laboratory experiments.
4.2. Изменяя критическую температуру, критическое давление, ацентрический фактор и параметр с (поправка Пенелу) компоненты С6+ добились минимального рассогласования результатов однократного, контактного и дифференциального разгазирования с теоретическими значениями, полученными с помощью формулы (9).4.2. By changing the critical temperature, critical pressure, acentric factor and parameter c (Penelou correction), the C 6+ components achieved a minimal discrepancy between the results of single, contact and differential degassing with the theoretical values obtained using formula (9).
4.3. Отклонение теоретических результатов от лабораторных не превышают рекомендуемые значения. Следовательно, параметры уравнения состояния определены в допустимом интервале: а=1,264 Па м6/моль2, b=0,0841 м3/кмоль, с=4,63 см3/(кмоль⋅К).4.3. The deviation of theoretical results from laboratory results does not exceed the recommended values. Consequently, the parameters of the equation of state are determined in the acceptable range: a=1.264 Pa m 6 /mol 2 , b=0.0841 m 3 /kmol, c=4.63 cm 3 /(kmol⋅K).
5. Провели измерение эхограммы в скважине, по которой определили время отклика сигнала τоткл=8,302 с.5. We measured the echogram in the well, from which we determined the signal response time τ off = 8.302 s.
6. Рассчитали среднюю температуру затрубного газа по формуле (10):6. Calculate the average temperature of the annulus gas using formula (10):
7. Среднее давление затрубного газа принимаем равным устьевому7. The average pressure of the casing gas is assumed to be equal to the wellhead
рср=русть=22,8 бар.p av = p ust = 22.8 bar.
8. Выполнили алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти для средних значений ТБУ (рср=22,8 бар, tcp=45°С) затрубного пространства. Образовалось две фазы - жидкая и газовая. В полученном газе определили теплоемкости при постоянном давлении и объеме: ср=2232 Дж/(кг⋅К), cv=1786 Дж/(кг⋅К), молярную массу затрубного газа Mg=24,56 г/моль. По формуле (7) определили молярный объем Vm=1,0945 м3/кмоль, а затем плотность газа ρg=22,442 кг/м3. По формуле (11) нашли производную давления по плотности при постоянной температуре:8. We performed an algorithm for the equilibrium flash of reservoir oil for average values of the TBU (p av = 22.8 bar, t cp = 45 ° C) of the annulus. Two phases formed - liquid and gas. In the resulting gas, the heat capacities were determined at constant pressure and volume: c p = 2232 J/(kg⋅K), c v = 1786 J/(kg⋅K), molar mass of the annulus gas M g = 24.56 g/mol. Using formula (7), we determined the molar volume V m =1.0945 m 3 /kmol, and then the gas density ρ g =22.442 kg/m 3 . Using formula (11), we found the derivative of pressure with respect to density at constant temperature:
9. По формуле (4) определили среднюю скорость звука в начальном приближении υср=346,5 м/с.9. Using formula (4), we determined the average speed of sound in the initial approximation υ av = 346.5 m/s.
10. По формуле (5) определили примерный динамический уровень Ндин=1438,1 м.10. Using formula (5), we determined the approximate dynamic level H dyn = 1438.1 m.
11. Рассчитали среднее давление в затрубном пространстве по формуле (6) рср=24,4 бар.11. The average pressure in the annulus was calculated using formula (6) p av = 24.4 bar.
12. Т.к. предыдущее среднее давление отличается от полученного на более, чем приняли за новое среднее давление рср=24,4 бар и провели новые расчеты с п. 8. После 5 итераций среднее давление предыдущего и текущего значения отличаются на менее 0,001 бар. Зафиксировали среднее значение молярной массы затрубного газа Mg и динамический уровень Ндин.12. Because the previous average pressure differs from the received one by more than took p av = 24.4 bar as the new average pressure and carried out new calculations from step 8. After 5 iterations, the average pressure of the previous and current values differ by less than 0.001 bar. The average value of the molar mass of the annulus gas M g and the dynamic level H dyn were recorded.
14. Все затрубное пространство разбили на 11 точек, расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга, равном где будут определяться скорости звука.14. The entire annulus was divided into 11 points located at the same distance from each other, equal to where the speed of sound will be determined.
15. Рассчитали температуру в каждой точке затрубного пространства по формуле (13). Результаты представлены в таблице 3.15. Calculated the temperature at each point of the annulus using formula (13). The results are presented in Table 3.
16. Рассчитали давление в каждой точке затрубного пространства по формуле (14). Результаты представлены в таблице 4.16. The pressure at each point of the annulus was calculated using formula (14). The results are presented in Table 4.
17. Выполнили алгоритм равновесной вспышки пластовой нефти, для значений ТБУ затрубного пространства в начальной точке на ГНК. Определили мольные доли компонентного состава затрубного газа, его молярную массу Mg=29,16 г/моль, теплоемкости при постоянном давлении с=2277 Дж/(кг⋅К) и объеме cv=1806 Дж/(кг⋅К), а также производную давления по плотности при постоянной температуре где Т=t10+273,15, р=р10. Состав газа представлен в таблице 5.17. We performed an algorithm for the equilibrium flash of reservoir oil, for the values of the annulus TBU at the starting point on the gas oil pump. We determined the mole fractions of the component composition of the annular gas, its molar mass M g =29.16 g/mol, heat capacity at constant pressure c = 2277 J/(kg⋅K) and volume c v =1806 J/(kg⋅K), and also the derivative of pressure with respect to density at constant temperature where T=t 10 +273.15, p=p 10 . The composition of the gas is presented in Table 5.
18. Последовательно выполняли алгоритм равновесной вспышки для затрубного газа, полученного в предыдущей точке, для значений ТБУ затрубного пространства в18. We sequentially performed the equilibrium flash algorithm for the annulus gas obtained at the previous point, for the values of the annulus TBU in
текущей точке (например, Т=t9+273,15, р=p9), Процесс повторяли до конечной точки (Т=t0+273,15, р=р0), т.е. до устья скважины.current point (for example, T=t 9 +273.15, p=p 9 ), The process was repeated until the end point (T=t 0 +273.15, p=p 0 ), i.e. to the wellhead.
19. Определили скорость звука в каждой точке затрубного пространства по формуле (4). Результаты представлены в таблице 6.19. The speed of sound at each point of the annulus was determined using formula (4). The results are presented in Table 6.
20. По формуле (7) рассчитали среднее значение скорости звука υср=355,8 м/с.20. Using formula (7), we calculated the average value of the speed of sound υ av = 355.8 m/s.
В таблице 7 приведена часть результатов сравнения пары значений скорости звука в затрубном пространстве скважины, полученные предлагаемым способом и полученные в ходе непосредственного измерения, которое требует наличия измерительного инструмента. При сравнении результаты делились на 4 группы: первая группа - скважины, в которых одновременно проводился отбор проб и осуществлялся промысловый замер скорости звука; вторая группа - скважины, в которых проводилось измерение скорости звука, но пробы отбирались на соседней скважине (расстояние между соседними скважинами составляло до 2-4 км); третья группа - скважины, в которых проводился замер скорости звука, но использовались PVT-свойства (давление насыщения, газосодержание, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент нефти, коэффициент сжимаемости нефти), принятые в целом для пласта рассматриваемого месторождения; четвертая группа - скважины, в которых проводилось промысловое измерение ркорости звука, но использовались PVT-свойства (давление насыщения, газосодержание, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент нефти, коэффициент сжимаемости нефти) группы пластов месторождения. В результате сравнения среднего значения скорости звука в затрубном пространстве, полученного предлагаемым способом и значения скорости звука, определенного с помощью метода эхолокации, средние отклонения соср теоретических значений от непосредственных измерений скорости звука следующие: для первой группы - 1,4%, для второй группы - 3,9%, для третьей группы - 6,2%, для четвертой группы 13,8%. Поэтому для более корректной оценки скорости звука в затрубном пространстве желательно использовать пробы исследуемой скважины.Table 7 shows part of the results of comparing a pair of sound speed values in the annulus of a well, obtained by the proposed method and obtained during direct measurement, which requires a measuring tool. When comparing, the results were divided into 4 groups: the first group - wells in which samples were taken simultaneously and field measurements of sound speed were carried out; the second group - wells in which the speed of sound was measured, but samples were taken at an adjacent well (the distance between neighboring wells was up to 2-4 km); the third group - wells in which the speed of sound was measured, but PVT properties (saturated pressure, gas content, oil density in reservoir and surface conditions, oil volumetric coefficient, oil compressibility coefficient) generally accepted for the formation of the field under consideration were used; the fourth group - wells in which field measurements of sound velocity were carried out, but PVT properties (saturated pressure, gas content, oil density in reservoir and surface conditions, oil volumetric coefficient, oil compressibility coefficient) of a group of formations of the field were used. As a result of comparing the average value of the speed of sound in the annulus obtained by the proposed method and the value of the speed of sound determined using the echolocation method, the average deviations from the average theoretical values from direct measurements of the speed of sound are as follows: for the first group - 1.4%, for the second group - 3.9%, for the third group - 6.2%, for the fourth group 13.8%. Therefore, for a more correct assessment of the speed of sound in the annulus, it is advisable to use samples from the well being studied.
Claims (16)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2804085C1 true RU2804085C1 (en) | 2023-09-26 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118223870A (en) * | 2024-05-23 | 2024-06-21 | 大庆市索福电子技术开发有限公司 | Continuous measuring method for working fluid level of oil pumping well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU32591U1 (en) * | 2003-03-03 | 2003-09-20 | ООО "Маркетинг - Сервис" | Portable hardware-software diagnostic complex MS-2000 |
| EP1444416A1 (en) * | 2001-10-24 | 2004-08-11 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Use of cutting velocities for real time pore pressure and fracture gradient prediction |
| WO2013126388A1 (en) * | 2012-02-21 | 2013-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
| RU2704082C2 (en) * | 2018-01-18 | 2019-10-23 | АО "Автограф" | Method for determination of liquid level in inter-tube space of well |
| RU2783855C1 (en) * | 2021-12-06 | 2022-11-21 | АО "Автограф" | Method for determining the liquid level in the annular space of the well |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1444416A1 (en) * | 2001-10-24 | 2004-08-11 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Use of cutting velocities for real time pore pressure and fracture gradient prediction |
| RU32591U1 (en) * | 2003-03-03 | 2003-09-20 | ООО "Маркетинг - Сервис" | Portable hardware-software diagnostic complex MS-2000 |
| WO2013126388A1 (en) * | 2012-02-21 | 2013-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
| RU2704082C2 (en) * | 2018-01-18 | 2019-10-23 | АО "Автограф" | Method for determination of liquid level in inter-tube space of well |
| RU2783855C1 (en) * | 2021-12-06 | 2022-11-21 | АО "Автограф" | Method for determining the liquid level in the annular space of the well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГАУС П.О. и др. Определение скорости звука в газовой среде скважин диагностическим комплексом "СиамМастер 2С" // Нефтяное хозяйство, 2001, N10, c. 76-78. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118223870A (en) * | 2024-05-23 | 2024-06-21 | 大庆市索福电子技术开发有限公司 | Continuous measuring method for working fluid level of oil pumping well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2518861C2 (en) | Methods, apparatus and articles of manufacture for processing measurements of strings vibrating in fluids | |
| US10119929B2 (en) | Method for identifying and measuring volume fraction constituents of a fluid | |
| US10119850B2 (en) | Apparatus for identifying and measuring volume fraction constituents of a fluid | |
| BRPI0710066B1 (en) | FLUID WELL ASSESSMENT TOOL, FLUID PROPERTY ASSESSMENT METHOD AND COMPUTER PROGRAM PRODUCT | |
| US11549910B2 (en) | Method for measuring multiple parameters of drilling fluid | |
| US9435200B2 (en) | Determination of thermodynamic properties of a fluid based on density and sound speed | |
| NO343792B1 (en) | Acoustic fluid analyzer | |
| US20030185100A1 (en) | Assessing a solids deposit in an oilfield pipe | |
| CN105659084A (en) | Methods for estimating resource density using raman spectroscopy of inclusions in shale resource plays | |
| WO2008147953A1 (en) | Estimating gas-oil ratio from other physical properties | |
| US10048219B2 (en) | Probe for indentifying and measuring volume fraction constituents of a fluid | |
| CN106837305B (en) | Method and device for determining underground liquid level depth of pumping well | |
| RU2804085C1 (en) | Method for determining speed of sound in annulus of well | |
| US8032311B2 (en) | Estimating gas-oil ratio from other physical properties | |
| CN103217358B (en) | Method and system for simultaneously obtaining low-frequency elastic property and density of reservoir rock | |
| US7240537B2 (en) | Method for the determination of the wall friction profile along pipes by pressure transients measurements | |
| Malkovsky et al. | New methods for measuring the permeability of rock samples for a single-phase fluid | |
| US11262323B2 (en) | Method for identifying and characterizing a condensate entrained within a fluid | |
| CA3112377C (en) | Method for identifying and characterizing a condensate entrained within a fluid | |
| RU2669153C1 (en) | Method of determining parameters of oscillations transmission on a liquid path of elements of pipeline systems | |
| Kato et al. | Ultrasonic P-wave attenuation measurement for heavy oil | |
| Alagoa et al. | Experimental Determination and Modeling of Bottom-Hole Crude Oil Mixture Liquid Phase Density (Lpd) by Material Balance During Well Fluids Depletion Studies |