SU1469110A1 - Method of determining well parameters - Google Patents
Method of determining well parameters Download PDFInfo
- Publication number
- SU1469110A1 SU1469110A1 SU874194776A SU4194776A SU1469110A1 SU 1469110 A1 SU1469110 A1 SU 1469110A1 SU 874194776 A SU874194776 A SU 874194776A SU 4194776 A SU4194776 A SU 4194776A SU 1469110 A1 SU1469110 A1 SU 1469110A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- pressure
- pipeline
- well
- valve
- flow rate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Description
(21)4194776/23-03(21) 4194776 / 23-03
(22)13.02.87I (46) 30.03.89. Бюл. № 12(22) 13.02.87I (46) 03/30/89. Bul № 12
(71)Бугульминский комплексный отдел Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института(71) Bugulminsky integrated department of the All-Union Oil and Gas Research Institute
(72)Э.Л.ГераСИМОВ, Ю.В.Кононов, И.И.Лаптев, Е.П.Лукь нов :(72) E.L.Gerasimov, Yu.V.Kononov, I.I. Laptev, E.P.Lukov:
и А.Н.Ситниковand A.N. Sitnikov
(53)622.276(088.8)(53) 622.276 (088.8)
(56)Авторское свидетельство СССР 1178896, кл. Е 21 В 47/06, 1983.(56) USSR author's certificate 1178896, cl. E 21 B 47/06, 1983.
(54)СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СКВАЖНЫ(54) METHOD FOR DETERMINING PARAMETERS Bore
(57)Изобретение относитс к нефтедобывающей промьшшенности и позвол ет обеспечить возможность измерени расхода продукции скважины в любой точке . В колонку на глубину замера давлени и райхода опускают трубопровод (ТП) с установленным на конце обратным клапаном и грузом. В ТП создают противодавление путем закачки в него рабочего агента до открыти клапана. В момент открыти клапана по давлению в ТП суд т о давлении в полости колонны на глубине замера. Затем в зону измерени давлени ввод т подвижный относительно ТП и скважины элемент гидравлического сопротивлени . Снижают противодавление в ТП и определ ют дополнительно давление в скважине по давлению в ТП в момент открыти клапана. По разнице основного и дополнительного давлений определ ют расход продукции скважины. Способ можно использовать в скважинах всех категорий, включа и высокотемпературные , в частности паронагнета- тельные скважины. При этом не требуетс спуска в скважину электронно- механических датчиков и преобразователей давлени . 1 ил.(57) The invention relates to the oil industry and makes it possible to measure the flow of production from a well at any point. A pipeline (TP) with a check valve and a load installed at the end is lowered into the column to the depth of the pressure measurement and the Rayhod. In TP, back pressure is created by pumping a working agent into it before the valve is opened. At the time of opening the valve, the pressure in the TP is judged on the pressure in the cavity of the column at the depth of measurement. Then, a hydraulic resistance element, which is movable relative to the TP and the well, is introduced into the pressure measurement zone. The back pressure in the TP is reduced and the additional pressure in the well is determined from the pressure in the TP at the time of opening the valve. The difference in primary and secondary pressures determines the flow rate of the well production. The method can be used in wells of all categories, including high-temperature, in particular, steam-injection wells. It does not require the descent into the well of electronic-mechanical sensors and pressure transducers. 1 il.
ii
(Л(L
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промьшиенности, в частности к измерению давлени и расхода преимущественно в высокотемпературных скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the measurement of pressure and flow mainly in high temperature wells.
Цель изобретени - обеспечение возможности измерени расхода продукции скважины в любой точке.The purpose of the invention is to make it possible to measure the flow rate of a well’s production at any point.
На чертеже изображено устройство, реализующее способ.The drawing shows a device that implements the method.
Устройство содержит трубопровод 1, в нижней части которого установлены обратный клапан 2 и груз 3. На выходе трубопровода из скважины установлен регистратор 4 давлени . Нагнетатель 5 соединен с трубопроводом 1 через регул тор 6 давлени . Трубопровод 1 совместно с элементом 7 гидравлического сопротивлени на т говом органе 8 опущены в колонну 9 насосно- компрессорных труб.The device comprises a pipeline 1, in the lower part of which a check valve 2 and a load 3 are installed. A pressure recorder 4 is installed at the outlet of the pipeline from the well. The supercharger 5 is connected to the pipeline 1 via the pressure regulator 6. The pipeline 1, together with the hydraulic resistance element 7 on the traction device 8, is lowered into the column 9 of the tubing.
Определение параметров скважины производ т следующим образом.The well parameters are determined as follows.
В колонну 9, на глубину замера давлени и расхода, опускают трубопровод 1 с установленными на его конце обратным клапаном 2 и грузом 3. В трубопроводе 1 создают противодавление путем закачки в него рабочего агента посредством нагнетател 5 иInto the column 9, to the depth of the pressure and flow measurement, the pipeline 1 is lowered with the check valve 2 and the load 3 installed at its end. In the pipeline 1, the back pressure is created by pumping a working agent into it through the compressor 5 and
05 СО05 WITH
314314
регул тора 6 давлени плавно повышают давление, которое посто нно измер ют регистратором 4 давлени . Когда давление в трубопроводе 1 достигает значени , равного давлению в колонне 9 на глубине замера, обратный клапан 2 открьгеаетс .pressure regulator 6 smoothly increases the pressure, which is constantly measured by pressure recorder 4. When the pressure in line 1 reaches a value equal to the pressure in column 9 at the depth of measurement, the check valve 2 is open.
В момент открыти клапана прирост давлени в трубопроводе прекращаетс что определ ют по показани м регистратора 4 давлени , соединенного с трубопроводом 1 на устье скважины. По давлению в трубопроводе в момент открыти клапана 2 суд т о давлении Р. в полости колонны 9 на глубине замера. Таким образом, производ т замер одного из параметров скважины - давлени .At the moment of opening the valve, the pressure increase in the pipeline stops, which is determined by the readings of the pressure recorder 4 connected to the wellhead at pipeline 1. The pressure in the pipeline at the time of opening of valve 2 is judged on the pressure R. in the cavity of column 9 at the depth of measurement. Thus, one of the well parameters, pressure, is measured.
Дл замера другого параметра - расхода, допустим в пароводонагнета- тельной скважине, когда пар или вода по колонне насосно-компрессорньк труб движетс сверху вниз, на заданное рассто ние от обратного клапана 2 сверху по колонне 9 ввод т на т говом органе 8 (скребковой проволоке, отработанном бронированном геофизическом кабеле и т.д.) подвижньй относительно трубопровода и скважины зле мент 7 гидравлического сопротивлени и аналогично указанному дополнительно определ ют давление в скважине по давлению в трубопроводе в момент открыти клапана, значение которого Р меньше значени ранее замеренного давлени Р . Перед проведением дополнительного замера давлени противодавление рабочего агента в трубопроводе 1 понижают. После проведени дополнительного замера давлени элемент гидравлического сопротивлени отвод т от точки замера. Расход продукции определ ют по разнице основного Р, и дополнительного Р давлений. To measure another parameter — flow rate, for example, in a steam pumping well, when steam or water moves downward from a column of pump-compressor pipes, a predetermined distance from check valve 2 from the top along column 9 is inserted on a traction body 8 (scraper wire , spent armored geophysical cable, etc.) mobile with respect to the pipeline and the borehole of the hydraulic resistance element 7 and, similarly to the above, determine the pressure in the borehole from the pressure in the pipeline at the moment of opening to Apaana whose F value is less than the previously measured value of the pressure P. Before additional pressure measurement, the back pressure of the working agent in line 1 is reduced. After additional pressure is measured, the flow resistance element is retracted from the point of measurement. Consumption of products is determined by the difference between the main P and the additional P pressures.
Объемный расход, например несжимаемой жидкости, закачиваемой в пласт по водонагнетательной скважине, определ ют по формулеThe volumetric flow rate, for example, an incompressible fluid, injected into the formation through a water injection well, is determined by the formula
q обq about
-F. T||(PI - PI) (1) -F. T || (PI - PI) (1)
ЯоЕ объемный расход;55YaoE volumetric flow; 55
d- - коэффициент расхода (пас- - портные данные выбранного элемента гидравлического сопротивлени );d- - flow rate (passport data of the selected hydraulic resistance element);
5 0 с Q 5 0 with Q
00
5five
О ABOUT
FP - площадь проходного сечени элемента гидравлического сопротивлени ; р - плотность жидкости.FP is the flow area of the hydraulic resistance element; p is the density of the liquid.
Пример. Работоспособность способа подтверлдаетс результатами следующего эксперимента. В закрытой с одного конца горизонтальной трубе длиной около 8 м и внутренним диаметром 62 мм концентрично установлена труба с внутренним диаметром 36 мм. Через полость внутренней трубы и Кольцевое пространство между внешней и внутренней трубами создаетс циркул ци водопроводной воды с температурой около . Регулирование объемного расхода воды через модель осуществл етс плунжерным насосом HP 1,6/25-Н1 и регул тором давлени , установленным на выходе из кольцевого пространства. В полость внутренней трубы введен трубопровод, представл ющий собой медньм капилл р с внутренним диаметром 4 мм и толщиной стенки 1 мм с установленным на его конце шаровым обратным клапаном. Измерение противодавлени в медном капилл ре производитс образцовым манометром класса точности 0,4. Измерение объемного расхода производитс по времени прокачки через модель воды из емкости объемом 3 м. В качестве элемента гидравлического сопротивлени используют диафрагму с отверстием диаметром 25 мм.Example. The operability of the method is confirmed by the results of the following experiment. In a horizontal pipe closed at one end with a length of about 8 m and an internal diameter of 62 mm, a pipe with an internal diameter of 36 mm is concentrically mounted. Through the cavity of the inner tube and the annular space between the outer and inner tubes, tap water is circulated with a temperature of about. The volume flow through the model is controlled by an HP 1.6 / 25-H1 plunger pump and a pressure regulator installed at the outlet of the annulus. A pipeline is introduced into the cavity of the inner tube; it is a copper capillary with an inner diameter of 4 mm and a wall thickness of 1 mm with a ball check valve installed at its end. The counterpressure measurement in the copper capillary is carried out using an exemplary manometer of 0.4 accuracy class. The measurement of the volumetric flow rate is carried out by pumping time through the model of water from a tank with a volume of 3 m. A diaphragm with a hole of 25 mm in diameter is used as a hydraulic resistance element.
По формуле (1) при ,115 According to the formula (1), 115
F 1 (0,,006)0,4610 F 1 (0, 006) 0.4610
Р 1000 кг/м ; Р 1,18-Ю гс/м и Pti 1,1 10 кгс/м определ ют, что дл условий эксперимента коэффи- циент расхода о/ 859,5 . Измен расход воды и измер при этом давлени Р, и Р до ввода и после ввода во внутреннюю трубу диафрагмы при d 859,5 по формуле (1) определ ют р д значений объемного расхода в соответствии со способом. Результаты приведены в таблице.R 1000 kg / m; P 1.18-10 gf / m and Pti 1.1 10 kgf / m determine that for the experimental conditions the consumption coefficient is about / 859.5. Changing the water flow rate and measuring the pressure P and P before entering and after entering the diaphragm into the inner tube at d 859.5, formula (1) determines the number of volume flow values in accordance with the method. The results are shown in the table.
Предлагаемый способ позвол ет произ- . водить измерение расхода с достаточной дл практики точностью.Так,средние абсолютна и относительна погрешности определени расхода составл ет соответственно 0,028 и 2,1%. Реализаци способа не требует спуска в скважину электронно-механических дат5UThe proposed method allows production. measure the flow rate with sufficient accuracy for practice. Thus, the average absolute and relative errors of flow determination are 0.028 and 2.1%, respectively. The implementation of the method does not require the descent into the borehole of an electronic-mechanical dat5U
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874194776A SU1469110A1 (en) | 1987-02-13 | 1987-02-13 | Method of determining well parameters |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874194776A SU1469110A1 (en) | 1987-02-13 | 1987-02-13 | Method of determining well parameters |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1469110A1 true SU1469110A1 (en) | 1989-03-30 |
Family
ID=21285644
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874194776A SU1469110A1 (en) | 1987-02-13 | 1987-02-13 | Method of determining well parameters |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1469110A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2002090716A1 (en) * | 2001-05-08 | 2002-11-14 | Andrey Yegorovich Chikin | Method for characterising parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
RU2462587C1 (en) * | 2011-11-17 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operation of oil-producing high-temperature well |
-
1987
- 1987-02-13 SU SU874194776A patent/SU1469110A1/en active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2002090716A1 (en) * | 2001-05-08 | 2002-11-14 | Andrey Yegorovich Chikin | Method for characterising parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
US7013724B2 (en) | 2001-05-08 | 2006-03-21 | Andrey Yegorovich Chikin | Method for characterizing parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
RU2462587C1 (en) * | 2011-11-17 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operation of oil-producing high-temperature well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Baxendell et al. | The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells | |
US6957577B1 (en) | Down-hole pressure monitoring system | |
US9328574B2 (en) | Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations | |
CN104131811B (en) | Method and device for obtaining volume leakage rate of gas well under standard condition | |
CN110006760B (en) | Method for accurately measuring deep hole hydraulic fracturing induced fracture heavy tension pressure | |
CN108798660B (en) | Stress measuring device by hydraulic fracturing method | |
CN105806712B (en) | Hole internal water pressure test device and test macro | |
CN110847894B (en) | Method for determining flow pressure of underground throttling gas well | |
CN105464644A (en) | Wellhead pressure monitoring method and control system | |
CN105089591A (en) | Method for determining annular gas-liquid interface of steam injection well | |
RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
SU1469110A1 (en) | Method of determining well parameters | |
WO2016180785A1 (en) | Measuring device | |
CN110929458A (en) | Method for calculating annulus comprehensive hydraulic equivalent diameter of irregular borehole section | |
CN113464123B (en) | Quick water finding method and pipe column for high-pressure water outlet horizontal well coiled tubing | |
CN115218990A (en) | Geothermal well liquid level measuring method and geothermal well liquid level measuring structure | |
Gaither et al. | Single-and two-phase fluid flow in small vertical conduits including annular configurations | |
US3355939A (en) | Apparatus for measuring the difference between hydrostatic and formation pressure ina borehole | |
CN114526056A (en) | Method for calculating height of accumulated liquid in shaft of underground throttling gas well | |
SU1154448A1 (en) | Apparatus for measuring pressure in wells | |
SU738523A3 (en) | Device for measuring pressure in drill well | |
SU1528900A1 (en) | Method of measuring variation of bottom-hole pressure in round-tip operations | |
CN110188374B (en) | Underground pressure simulation method for coiled tubing under condition of gas in well | |
CN114060009B (en) | Downhole throttling natural gas well effusion judging method | |
CN106768157A (en) | A kind of pressure acquisition device, hydrodynamic gauge and method |