[go: up one dir, main page]

RU2006107474A - METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION - Google Patents

METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION Download PDF

Info

Publication number
RU2006107474A
RU2006107474A RU2006107474/03A RU2006107474A RU2006107474A RU 2006107474 A RU2006107474 A RU 2006107474A RU 2006107474/03 A RU2006107474/03 A RU 2006107474/03A RU 2006107474 A RU2006107474 A RU 2006107474A RU 2006107474 A RU2006107474 A RU 2006107474A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
well
annulus
flow rate
water
Prior art date
Application number
RU2006107474/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Алексей Николаевич Бочаров (RU)
Алексей Николаевич Бочаров
Original Assignee
Алексей Николаевич Бочаров (RU)
Алексей Николаевич Бочаров
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 Алексей Николаевич Бочаров (RU), Алексей Николаевич Бочаров filed Critical Алексей Николаевич Бочаров (RU)
Priority to RU2006107474/03A priority Critical patent/RU2006107474A/en
Publication of RU2006107474A publication Critical patent/RU2006107474A/en

Links

Landscapes

  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)

Abstract

1. Способ определения дебита скважины эксплуатируемой с применением штангового глубинного насоса, включающий способ добычи нефти в режиме поддержания заданного значения величины перепада давления на пласт, при периодической откачке жидкости из скважины способ определения дебита скважины путем измерения времени заполнения фиксированного объема жидкости и расчет суточного дебита через объемный расход жидкости в единицу времени, применяемый, например, в серийных замерных установках типа ″БИУС″ или ″СПУТНИК″, отличающийся тем, что определение величины фиксированного объема жидкости производят непосредственно в скважине, в интервале затрубного пространства, расположенном над продуктивным пластом, где нефть находится в неразгазированном состоянии, расчетным путем с использованием связи между заданным значением величины перепада давления на пласт, избыточным давлением на устье затрубного пространства скважины с забойным давлением, местоположением уровня нефти и водонефтераздела (для обводненной нефти), а дебит определяют по времени перемещения этого уровня (уровней) в затрубном пространстве, который зависит, в конкретной скважине, от интенсивности притока жидкости из пласта и определяется с учетом следующих соотношенийдля чистой нефтидля обводненной нефтипри этом фиксированный объем жидкости определяют после остановки процесса откачки жидкости в период восстановления заданного значения перепада избыточного давления на устье затрубного пространства скважины из следующих соотношенийа) для чистой нефтиб) для обводненной нефтиа отсчет времени восстановления величины заданного значения п1. A method for determining the flow rate of a well operated using a sucker rod pump, including a method of oil production in the mode of maintaining a given value of the pressure drop across the formation, with periodic pumping of fluid from the well, a method for determining the flow rate of a well by measuring the time it takes to fill a fixed volume of fluid and calculating the daily flow rate through the volumetric flow rate of liquid per unit time, used, for example, in serial metering units of the type “BIUS” or “SATELLITE ″, characterized in that determination of a fixed fluid volume value is carried out directly in the well, in the interval of the annulus located above the reservoir, where the oil is in a non-degassed state, by calculation using the relationship between the set value of the differential pressure across the reservoir, the overpressure at the mouth of the annulus of the well with the bottomhole pressure, location of the level of oil and water-oil separation (for waterlogged oil), and the flow rate is determined by the time of movement of this level (level she) in the annulus, which depends, in a particular well, on the intensity of fluid flow from the reservoir and is determined taking into account the following relations for pure oil for irrigated oil, while a fixed volume of fluid is determined after the pumping process is stopped during recovery of the set differential pressure drop across the annulus the well’s space from the following relations:) for pure oil) for water-cut oil

Claims (2)

1. Способ определения дебита скважины эксплуатируемой с применением штангового глубинного насоса, включающий способ добычи нефти в режиме поддержания заданного значения величины перепада давления на пласт, при периодической откачке жидкости из скважины способ определения дебита скважины путем измерения времени заполнения фиксированного объема жидкости и расчет суточного дебита через объемный расход жидкости в единицу времени, применяемый, например, в серийных замерных установках типа ″БИУС″ или ″СПУТНИК″, отличающийся тем, что определение величины фиксированного объема жидкости производят непосредственно в скважине, в интервале затрубного пространства, расположенном над продуктивным пластом, где нефть находится в неразгазированном состоянии, расчетным путем с использованием связи между заданным значением величины перепада давления на пласт, избыточным давлением на устье затрубного пространства скважины с забойным давлением, местоположением уровня нефти и водонефтераздела (для обводненной нефти), а дебит определяют по времени перемещения этого уровня (уровней) в затрубном пространстве, который зависит, в конкретной скважине, от интенсивности притока жидкости из пласта и определяется с учетом следующих соотношений1. A method for determining the flow rate of a well operated using a sucker rod pump, including a method of oil production in the mode of maintaining a given value of the pressure drop across the formation, with periodic pumping of fluid from the well, a method for determining the flow rate of a well by measuring the time it takes to fill a fixed volume of fluid and calculating the daily flow rate through the volumetric flow rate of liquid per unit time, used, for example, in serial metering units of the type “BIUS” or “SATELLITE ″, characterized in that determination of a fixed fluid volume value is carried out directly in the well, in the interval of the annulus located above the reservoir, where the oil is in a non-degassed state, by calculation using the relationship between the set value of the differential pressure across the reservoir, the overpressure at the mouth of the annulus of the well with the bottomhole pressure, location of the level of oil and water-oil separation (for waterlogged oil), and the flow rate is determined by the time of movement of this level (level s) in the annulus, which depends, in particular well, the intensity of the influx of fluid from the reservoir and is determined by the following proportions
Figure 00000001
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000002
 для чистой нефтиfor pure oil
Figure 00000003
Figure 00000003
 для обводненной нефтиfor watered oil
Figure 00000004
Figure 00000004
Figure 00000005
Figure 00000005
Figure 00000006
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000007
 при этом фиксированный объем жидкости определяют после остановки процесса откачки жидкости в период восстановления заданного значения перепада избыточного давления на устье затрубного пространства скважины из следующих соотношенийin this case, a fixed volume of fluid is determined after stopping the fluid pumping process during the recovery period of the set value of the differential pressure difference at the mouth of the annulus of the well from the following ratios а) для чистой нефтиa) for pure oil
Figure 00000008
Figure 00000008
 б) для обводненной нефтиb) for watered oil
Figure 00000009
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000011
 а отсчет времени восстановления величины заданного значения перепада давления на устье затрубного пространства скважины начинают при добыче чистой нефти - при допустимом минимуме избыточного давления и заканчивают при его первом максимуме; при добыче обводненной нефти - начинают при допустимом минимуме избыточного давления и заканчивают при его втором максимуме, при этом суточный дебит определяют из следующих соотношенийand the countdown of restoring the value of the set value of the pressure drop at the mouth of the annulus of the well begins with the production of pure oil - with an acceptable minimum overpressure and ends at its first maximum; when producing waterlogged oil - start at an acceptable minimum of excess pressure and end at its second maximum, while the daily production rate is determined from the following ratios а) при добыче чистой нефти:a) in the extraction of pure oil: дебит нефти в объемных единицахoil flow rate in volume units
Figure 00000012
Figure 00000012
 дебит нефти в весовых единицахoil flow rate in weight units
Figure 00000013
Figure 00000013
 б) при добыче обводненной нефти:b) when producing waterlogged oil: дебит нефти в объемных единицахoil flow rate in volume units
Figure 00000014
Figure 00000014
 дебит нефти в весовых единицахoil flow rate in weight units
Figure 00000015
Figure 00000015
 дебит воды в объемных единицахflow rate in volume units
Figure 00000016
Figure 00000016
 дебит воды в весовых единицахwater flow rate in weight units
Figure 00000017
Figure 00000017
 дебит жидкости в объемных единицахfluid flow rate in volume units
Figure 00000018
Figure 00000018
 дебит жидкости в весовых единицахfluid flow rate in weight units
Figure 00000019
Figure 00000019
 дебит газа в объемных единицахgas flow rate in volume units
Figure 00000020
Figure 00000020
 коэффициент обводненности:water cut ratio: в объемных единицахin volume units
Figure 00000021
Figure 00000021
 в весовых единицахin weight units
Figure 00000022
Figure 00000022
 где:
Figure 00000023
- максимальное, минимальное забойное и гидростатическое давления в затрубном пространстве скважины, МПа;Where:
Figure 00000023
- maximum, minimum bottomhole and hydrostatic pressure in the annulus of the well, MPa;
Figure 00000024
- максимальные и минимально допустимые значения величин избыточного давления в затрубном пространстве скважины заполненном соответственно чистой и обводненной нефтью, МПа;
Figure 00000024
- maximum and minimum permissible values of overpressure in the annulus of a well filled with clean and water-saturated oil, respectively, MPa;
Figure 00000025
- максимальные значения величин перепада избыточного давления в затрубном пространстве скважины заполненном чистой или обводненной нефтью, МПа;
Figure 00000025
- the maximum values of the differential pressure overpressure in the annulus of the well filled with clean or flooded oil, MPa;
Figure 00000026
- приращение уровня нефти, водонефтераздела при изменении величины перепада давления в процессе его восстановления до заданной величины, М;
Figure 00000026
- increment of the level of oil, oil and water separation when changing the pressure drop in the process of its recovery to a given value, M; γн, γв - удельный вес нефти и воды в поверхностных условиях, Т/М3;γ n , γ in - the specific gravity of oil and water in surface conditions, T / M 3 ; вн - объемный коэффициент расширения нефти;in n - volumetric coefficient of oil expansion; S - площадь поперечного сечения затрубного пространства конкретной скважины в интервале перемещения порции фиксированного объема жидкости (нефти) поступающей из пласта при восстановлении заданной величины депрессии, М2;S is the cross-sectional area of the annular space of a particular well in the interval of movement of a portion of a fixed volume of fluid (oil) coming from the reservoir when restoring a given value of depression, M 2 ; Vн,
Figure 00000027
,Vв,Vж - величины фиксированного объема нефти, воды, жидкости, соответствующие заданному перепаду давления для данной скважины, М3;V n
Figure 00000027
, V in , V W - the value of a fixed volume of oil, water, liquid, corresponding to a given pressure drop for a given well, M 3 ; qн,
Figure 00000028
,qв,qж - расчетные значения величины суточного дебита нефти, воды, жидкости при затрубном пространстве заполненном чистой или обводненной нефтью после восстановления величины заданного значения перепада избыточного давления на данной скважине, М3/сут.;q n
Figure 00000028
, q a, q w - calculated values of the daily production rate of oil, water, liquid at the annulus filled with clean oil or water-cut values after recovery of excess pressure differential prescribed value in a given well, M 3 / day .; tву - время восстановления величины заданного перепада давления в затрубном пространстве, ЧАС;t wu is the recovery time of a given pressure drop in the annulus, HOUR; Gн,
Figure 00000029
,Gв,Gж - расчетные значения суточных дебитов нефти, воды, жидкости в весовых единицах соответственно при затрубном пространстве заполненном чистой или обводненной нефтью, в поверхностных условиях, Т/сут;G n
Figure 00000029
, G в , G ж - calculated values of the daily flow rates of oil, water, liquid in weight units, respectively, at the annulus filled with clean or flooded oil, in surface conditions, T / day; qг,
Figure 00000030
- расчетный дебит газа в поверхностных условиях с учетом величины газового фактора для данной скважины, М3/сут.;q g
Figure 00000030
- estimated gas flow rate under surface conditions, taking into account the gas factor for a given well, M 3 / day;
Figure 00000031
- объемный и весовой коэффициент обводненности нефти.
Figure 00000031
- volumetric and weight coefficient of water cut of oil. 2. Устройство для определения дебита скважины по п.1, включающее оборудование ее колонной насосно-компрессорных труб с глубинным штанговым насосом и башмаком, спущенным ниже интервала перфорации, а устье скважины оборудовано трубопроводом от затрубного пространства с установленным на нем измерителем избыточного давления, например, электроконтактным манометром и блоком автоматики с устройством для автоматического управления процессом добычи нефти в режиме поддержания заданной величины депрессии на пласт, отличающееся тем, что блок автоматики дополнительно снабжен электронным устройством (модулем), который реализует алгоритм для определения дебита скважины с учетом связей между перепадом избыточного давления на устье затрубного пространства скважины, местоположения уровня нефти и водонефтераздела (при добыче обводненной нефти) в затрубном пространстве с забойным давлением, а время восстановления значения заданной величины перепада давления, а, следовательно, уровня (уровней) нефти (жидкости) в затрубном пространстве конкретной скважины связанно с интенсивностью притока (расхода) нефти (жидкости) из пласта, что позволяет определить дебит скважины аналитическим (расчетным) путем с использованием соотношений2. A device for determining the flow rate of a well according to claim 1, including equipping it with a tubing string column with a deep rod pump and a shoe lowered below the perforation interval, and the wellhead is equipped with a pipe from the annulus with an overpressure meter installed on it, for example, an electric contact pressure gauge and an automation unit with a device for automatically controlling the oil production process in the mode of maintaining a given value of depression on the formation, characterized in that the unit is The omatics is additionally equipped with an electronic device (module) that implements an algorithm for determining the well flow rate taking into account the relationships between the differential pressure difference at the mouth of the annulus, the location of the oil level and the oil and water separation (when producing waterlogged oil) in the annulus with bottomhole pressure, and the recovery time the value of a given value of the pressure drop, and, consequently, the level (s) of oil (liquid) in the annulus of a particular well is associated with the intensity ritoka (flow) of oil (fluid) from the reservoir, which allows to determine the production rate analytical (calculated) by using the relations
Figure 00000032
Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000033
 а) для чистой нефтиa) for pure oil
Figure 00000034
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000035
Figure 00000036
Figure 00000036
Figure 00000037
Figure 00000037
Figure 00000038
Figure 00000038
 б) для обводненной нефтиb) for watered oil
Figure 00000039
Figure 00000039
Figure 00000040
Figure 00000040
Figure 00000041
Figure 00000041
Figure 00000042
Figure 00000042
Figure 00000043
Figure 00000043
Figure 00000044
Figure 00000044
Figure 00000045
Figure 00000045
Figure 00000046
Figure 00000046
Figure 00000047
Figure 00000047
Figure 00000048
Figure 00000048
Figure 00000049
Figure 00000049
Figure 00000050
Figure 00000050
Figure 00000051
Figure 00000051
Figure 00000052
Figure 00000052
Figure 00000053
Figure 00000053
 при этом точность расчета дебита определяет класс точности стандартных, серийных приборов, применяемых для измерения величины перепада избыточного давления и единицы времени, а погрешность метода может быть рассчитана как среднеквадратичная величина из следующего соотношения:the accuracy of the flow rate calculation determines the accuracy class of standard, serial devices used to measure the differential pressure and time units, and the method error can be calculated as the root mean square value from the following ratio:
Figure 00000054
Figure 00000054
 причем дополнительно повышение точности обеспечивают подбором шкалы прибора для измерения давления таким образом, чтобы максимальное значение величины избыточного давления на устье затрубного пространства скважины соответствовало 60-80% максимума этой шкалы,moreover, an increase in accuracy is additionally ensured by selecting the scale of the device for measuring pressure so that the maximum value of the overpressure at the mouth of the annulus corresponds to 60-80% of the maximum of this scale, здесь:
Figure 00000055
- максимальное, минимальное забойное и гидростатическое давления в затрубном пространстве скважины, МПа;here:
Figure 00000055
- maximum, minimum bottomhole and hydrostatic pressure in the annulus of the well, MPa;
Figure 00000056
- максимальные и минимально допустимые значения величин избыточного давления в затрубном пространстве скважины заполненном соответственно чистой и обводненной нефтью, МПа;
Figure 00000056
- maximum and minimum permissible values of overpressure in the annulus of a well filled with clean and water-saturated oil, respectively, MPa;
Figure 00000057
- максимальные значения величин перепада избыточного давления в затрубном пространстве скважины заполненном чистой или обводненной нефтью, МПа;
Figure 00000057
- the maximum values of the differential pressure overpressure in the annulus of the well filled with clean or flooded oil, MPa;
Figure 00000058
- приращение уровня нефти, водонефтераздела при изменении величины перепада давления в процессе его восстановления до заданной величины, М;
Figure 00000058
- increment of the level of oil, oil and water separation when changing the pressure drop in the process of its recovery to a given value, M; γн, γв - удельный вес нефти и воды в поверхностных условиях, т/м3;γ n , γ in - the specific gravity of oil and water under surface conditions, t / m 3 ; Vн,
Figure 00000027
,Vв - величины фиксированного объема нефти, воды, соответствующие заданному перепаду давления для данной скважины, М3;V n
Figure 00000027
, V в - values of a fixed volume of oil, water, corresponding to a given pressure drop for a given well, M 3 ; qн,
Figure 00000028
,qв,qж - расчетные значения величины суточного дебита нефти, воды, жидкости при затрубном пространстве заполненном чистой или обводненной нефтью после восстановления величины заданного значения перепада избыточного давления на данной скважине, М3/сут.;q n
Figure 00000028
, q a, q w - calculated values of the daily production rate of oil, water, liquid at the annulus filled with clean oil or water-cut values after recovery of excess pressure differential prescribed value in a given well, M 3 / day .; tву - время восстановления величины заданного перепада давления в затрубном пространстве, ЧАС;t wu is the recovery time of a given pressure drop in the annulus, HOUR; Gн,
Figure 00000029
,Gв,Gж - расчетные значения суточных дебитов нефти, воды, жидкости в весовых единицах соответственно при затрубном пространстве заполненном чистой или обводненной нефтью, в поверхностных условиях, Т/сут;G n
Figure 00000029
, G в , G ж - calculated values of the daily flow rates of oil, water, liquid in weight units, respectively, at the annulus filled with clean or flooded oil, in surface conditions, T / day; qг,
Figure 00000030
- соответственно расчетный дебит газа в поверхностных условиях с учетом величины газового фактора, М3/сут.;q g
Figure 00000030
- accordingly, the estimated gas flow rate in surface conditions, taking into account the magnitude of the gas factor, M 3 / day .; Гф - газовый фактор в поверхностных условиях для каждой скважины, М3/M3;G f - gas factor in surface conditions for each well, M 3 / M 3 ;
Figure 00000031
- коэффициент обводненности нефти объемный и весовой;
Figure 00000031
- coefficient of water cut of oil volumetric and weight; θ - погрешность определения суточного дебита, %;θ is the error in determining the daily rate,%; θp - класс точности прибора для измерения давления;θ p is the accuracy class of the device for measuring pressure; θt - класс точности прибора для измерения времени.θ t is the accuracy class of the device for measuring time.
RU2006107474/03A 2006-03-10 2006-03-10 METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION RU2006107474A (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006107474/03A RU2006107474A (en) 2006-03-10 2006-03-10 METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006107474/03A RU2006107474A (en) 2006-03-10 2006-03-10 METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2006107474A true RU2006107474A (en) 2007-09-20

Family

ID=48230030

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006107474/03A RU2006107474A (en) 2006-03-10 2006-03-10 METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2006107474A (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2608642C1 (en) * 2015-12-30 2017-01-24 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) Method of measuring well flow rate

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2608642C1 (en) * 2015-12-30 2017-01-24 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) Method of measuring well flow rate

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104915512B (en) It is a kind of to predict oil field produced degree and the method for moisture content
CN104612659B (en) A kind of determination method of the critical liquid carry over of low gas liquid rate gas well
CN107578342A (en) A method based on model-coupling exhaustive method to realize low-permeability reservoir inter-operating system optimization method
RU2011106970A (en) IN-WELL LIQUID CONTROL OF LIQUIDS IN WELLS FOR PRODUCING HYDROCARBONS
CN107130955B (en) Method for determining bottom hole flowing pressure and method for determining natural energy of reservoir
RU2513796C1 (en) Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
RU2610941C1 (en) Evaluation method of production watering in oil-producing well
CN106437682A (en) Method for predicting oil well indicator diagram
CN107437127A (en) A kind of oil well stop-spraying Formation pressure prediction method
CN110969307B (en) A Prediction Method of Cumulative Oil Production of Reservoirs in Extra-high Water Cut Period
RU2394153C1 (en) Procedure for operation of high water flooded oil well
CN113516326A (en) Method for evaluating critical liquid discharge capacity of shale gas horizontal well
RU2683435C1 (en) Method for selecting the optimal operating mode of oil well
US2360742A (en) Apparatus for determining production potentials of oil wells
CN104153982B (en) A method and device for obtaining downhole system characteristic curve of pumping unit
WO2021102453A2 (en) Method and apparatus for measuring components of multiphase fluid during well flowback operation
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
CN109339768B (en) Drilling micro-overflow while-drilling monitoring method
RU2006107474A (en) METHOD FOR DETERMINING WELL DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2680566C1 (en) Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing
RU2244102C1 (en) Method for oil extraction and device for controlling pit-face thermal and pressure parameters during oil extraction
RU138833U1 (en) DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF PRODUCTS OF A SHEET OF OIL WELLS
RU2320855C1 (en) Well operation device
RU2018644C1 (en) Method for testing well provided with downhole sucker-rod pump driven by pumping unit
EA025383B1 (en) Method for controlling a borehole pump displacement process and device for its implementation

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20071106